Методическое пособие, сборник лекций по программе курсов целевого назначения для слесарей выездных бригад БПО

Методическое пособие

сборник лекций
по программе курсов целевого назначения для слесарей выездных бригад БПО
(по безопасной эксплуатации и ремонту основного и вспомогательного оборудования объектов МН)






Разработал:
преподаватель спецдисциплин
Т.Ф.Чубукаева








Канаш - 2015

Оглавление

Тема 1. Допуск персонала БПО на объект. Порядок организации работ3
Тема 2.Порядок вывода из ремонта основного и вспомогательного оборудования при проведении ремонтных работ силами БПО..9
Тема 3. Порядок вывода из ремонта основного и вспомогательного оборудования при проведении ремонтных работ силами БПО...........11
Тема 4. Порядок взаимодействия бригады БПО со службами УОМТО, ОГЭ, ОАСУ ТП во время проведения работ.12
Тема 5. Магистральные, подпорные и вспомогательные насосы. Устройство, эксплуатация, техническое обслуживание и ремонт...19
Тема 6. Трубопроводная арматура: задвижки, обратные клапаны, вентили, краны. Устройство, техническое обслуживание и ремонт..51
Тема 7. Назначение, состав, порядок эксплуатации маслосистемы, системы сглаживания волн давления, вентиляционных систем и системы дренажа сбора и откачки утечек НПС..110
Тема 8. Меры безопасности при проведении ремонтных работ........139
Тема 9. Дефектовка и ремонт узлов, деталей оборудования17813 TOC \o "1-3" \h \z \u 14
Тема 10. Анализ отказов оборудования на объектах ОАО «АК «Транснефть».15..................................................................197

Тема 1. Допуск персонала БПО на объект. Порядок организации работ.
Планирование ремонтных работ.
Планирование работ по техническому обслуживанию и ремонту механо-технологического оборудования (МТО) осуществляется с целью поддержания МТО в работоспособном состоянии, а также своевременного материально-технического обеспечения выполняемых работ и привлечения к выполнению работ по ТОР необходимого персонала.
Ремонт МТО, связанный с прекращением перекачки, должен планироваться на период плановой остановки МН (МНПП) или отдельных участков.
График ТОР МТО ПС на год и график ТОР запорной арматуры и обратных затворов на год, включающие ТО, плановые ДК и ремонты составляются на основе периодичности, указанной в соответствующих разделах настоящего документа, информации о выполненных ранее ремонтных работах, ДК, плановых остановках, наработке и количестве пусков, а также в соответствии с требованиями заводов-изготовителей. Утвержденный и согласованный график ТОР МТО ПС на год и график ТОР запорной арматуры и обратных затворов на год доводится до начальника БПО (ремонтных подразделений), начальника УРНМТО, УОМТО, главного механика РНУ (ПО) и является основанием для планирования работ по обслуживанию и ремонту МТО ПС.
Годовой план работ УРНМТО составляется начальником УРНМТО до 01 октября года, предшествующего планируемому, на основании графика ТОР МТО ПС на год и графика ТОР запорной арматуры и обратных затворов на год, представленных отделом главного механика РНУ, согласовывается начальником БПО (ремонтного подразделения) и утверждается главным инженером РНУ.
План работы УРНМТО БПО на месяц разрабатывается на основании графика ТОР МТО ПС на год, графика ТОР запорной арматуры и обратных затворов на год, планов технического освидетельствования МТО, результатов проведенных ДК, действующих мероприятий по устранению замечаний по результатам проверок, графиков УТЗ и других действующих графиков.
План работы УРНМТО БПО на месяц разрабатывается до 25 числа месяца, предшествующего планируемому.
В плане работ УРНМТО БПО на месяц должны указываться:
наименование работ;
основание проведения работ (график ТОР, мероприятия, результаты ДК, и т.д.);
планируемая дата проведения работ;
- исполнитель работ.
Подготовка к проведению работ
Лицо, ответственное за подготовку к проведению работ, обеспечивает выполнение мероприятий по подготовке объекта к проведению работ и мер безопасности, указанных в наряде-допуске и проекте (плане) производства работ, уведомляет о времени проведения работ, переключениях и отключениях технологического оборудования и коммуникаций начальников взаимодействующих служб (цехов, организаций) или лиц, их замещающих. Лицо, ответственное за выдачу наряда-допуска, обеспечивает выполнение мероприятий, предусмотренных особыми условиями пункта 8 наряда-допуска.
По выполнению мероприятий по подготовке объекта к проведению работ и мер безопасности, указанных в наряде-допуске и проекте (плане) производства работ, лицо, ответственное за подготовку к проведению работ, вносит запись в наряд-допуск и сообщает о готовности места проведения работ к сдаче лицу, ответственному за проведение работ, и лицу, ответственному за проведение анализа ГВС (в случае, если нарядом-допуском предусмотрено проведение анализа ГВС).
Перед началом проведения работ каждый член бригады производит оценку соответствия места проведения работ требованиям безопасности, и, в случае выявления несоответствий требованиям безопасности, указанным в наряде-допуске, ответственный за проведение работ, со слов работников, делает запись в пунктах наряда-допуска и организует устранение выявленных членами бригады несоответствий.
После проведения оценки рабочего места членами бригады и выполнения, при необходимости, мероприятий по приведению рабочего места в соответствие требованиям безопасности, лицо, ответственное за проведение работ проводит целевой инструктаж с исполнителями работ, знакомя их с характером и содержанием работ. Члены бригады, после получения целевого инструктажа, ставят подписи в наряде-допуске.
В случае если нарядом-допуском предусмотрено проведение анализа ГВС, лицо, ответственное за проведение анализа ГВС, проводит анализ ГВС на месте проведения работ в соответствии с требованиями наряда-допуска и схемы проведения анализа ГВС.
Результаты проведения анализа ГВС лицо, ответственное за проведение анализа ГВС, указывает в таблицы наряда-допуска непосредственно сразу после проведения анализа ГВС. При этом в таблицу анализа воздушной среды вносится максимальное, для данного времени замера, значение контролируемого параметра воздушной среды. Отбор проб производится согласно схеме проведения анализа ГВС, входящей в состав наряда-допуска.
В случае несоответствия результатов проведения анализа ГВС требованиям наряда-допуска лицо, ответственное за подготовку к проведению работ, обеспечивает
выполнение дополнительных мероприятий по подготовке объекта к проведению работ, устраняя причины недопустимой загазованности рабочего места, после чего повторно проводится анализ ГВС.
В случае соответствия результатов проведения анализа ГВС требованиям наряда-допуска лицо, ответственное за проведение работ, знакомится с результатами проведения анализа ГВС с записью в таблицы наряда-допуска и проверяет выполнение мероприятий по подготовке объекта к проведению работ и мер безопасности, указанных в наряде-допуске и проекте (плане) производства работ. Все выявленные замечания должны быть устранены лицом, ответственным за подготовку к проведению работ.
При отсутствии замечаний к выполнению мероприятий по подготовке объекта к проведению работ и к выполнению мер безопасности, указанных в наряда-допуска и проекте (плане) производства работ, лицо, ответственное за проведение работ, принимает подготовленное место проведения работ с записью в наряда-допуска.
Для допуска к проведению работ лицо, ответственное за проведение работ:
обеспечивает наличие, исправность, безопасное размещение и соответствие применяемой техники, оборудования, инструментов требованиям безопасности, указанным в наряде-допуске и проекте (плане) производства работ;
обеспечивает наличие на месте проведения работ исправных средств пожаротушения;
обеспечивает наличие и исправность средств индивидуальной и коллективной защиты, специальной одежды и специальной обуви в соответствии с мерами, указанными в наряде-допуске и проекте (плане) производства работ;
обеспечивает применение технических устройств, имеющих разрешения Ростехнадзора на применение, сертификаты соответствия и паспорта;
обеспечивает соответствие количества исполнителей работ, их профессии и квалификации характеру и содержанию работ;
проверяет наличие у исполнителей работ квалификационных документов, удостоверений об обучении на курсах целевого назначения, удостоверений о проверке знаний требований охраны труда, электробезопасности, талонов по технике пожарной безопасности;
обеспечивает соблюдение параметров безопасности, указанных в контрольном листе (при осуществлении допуска к проведению ремонтных работ, связанных с остановкой и разгерметизацией магистральных и технологических нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) и оборудования МН (МНПП));
обеспечивает проведение членами бригады оценки места проведения работ требованиям безопасности и внесение, при необходимости, записей в наряде-допуске;
сообщает лицу, ответственному за допуск к проведению работ, о готовности места проведения работ и исполнителей работ к выполнению работ.
Допуск к проведению работ
При осуществлении допуска к проведению работ лицо, ответственное за допуск к проведению работ:
знакомится с результатами проведения анализа ГВС;
проверяет выполнение мероприятий по подготовке объекта к проведению работ и мер безопасности, указанных в наряде-допуске и проекте (плане) производства работ;
проверяет проведение целевого инструктажа с исполнителями работ их устным опросом на знание опасных и вредных производственных факторов, требований охраны труда, безопасных методов и приемов выполнения работ;
проверяет состав и наличие приложений к наряду-допуску, указанных в наряде-допуске;
ставит в известность лицо, ответственное за проведение работ, и исполнителей работ о возможных отклонениях в работе производственного объекта, при которых работы должны быть прекращены;
проверяет наличие, исправность, безопасное размещение и соответствие применяемой техники, оборудования, инструментов требованиям безопасности, указанным в наряде-допуске и проекте (плане) производства работ;
проверяет наличие на месте проведения работ исправных средств пожаротушения;
проверяет наличие и исправность средств индивидуальной и коллективной защиты, специальной одежды и специальной обуви в соответствии с мерами, указанными в наряде-допуске и проекте (плане) производства работ;
проверяет применение технических устройств, имеющих разрешения Ростехнадзора на применение, сертификаты соответствия и паспорта;
проверяет соответствие количества исполнителей работ, их профессии и квалификации характеру и содержанию работ;
проверяет наличие у лица, ответственного за проведение работ, квалификационных документов, удостоверения об обучении на курсах целевого назначения, удостоверений о прохождении аттестации по промышленной безопасности, о проверке знаний требований охраны труда, электробезопасности;
проверяет наличие у исполнителей работ квалификационных документов, удостоверений об обучении на курсах целевого назначения, удостоверений о проверке знаний требований охраны труда, электробезопасности, талонов по технике пожарной безопасности.
Все замечания, выявленные при осуществлении допуска к проведению работ, должны быть устранены.
При осуществлении допуска к проведению ремонтных работ, связанных с остановкой и разгерметизацией магистральных и технологических нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) и оборудования МН (МНПП), лицо, ответственное за организацию и безопасное производство работ, совместно с лицом, ответственным за проведение работ, проводит проверку соответствия параметров безопасности, указанных в контрольном листе, фактическому исполнению. Отсутствие несоответствий подтверждается их подписями в контрольном листе.
При отсутствии замечаний в ходе осуществления допуска к проведению работ лицо, ответственное за допуск к проведению работ, осуществляет допуск к проведению работ с записью в наряде-допуске.
Ежедневный допуск к проведению работ осуществляется в первый день проведения работ и, в случае ежедневного (междусменного) отдыха или отдыха в выходные и нерабочие праздничные дни, в последующие дни проведения работ в порядке, аналогичном указанному в настоящем подразделе документа.
Для осуществления ежедневного допуска к проведению работ лицо, ответственное за проведение работ, обеспечивает готовность места проведения работ и исполнителей работ к выполнению работ и сообщает об этом лицу, ответственному за допуск к проведению работ.
При отсутствии замечаний в ходе осуществления ежедневного допуска к проведению работ лицо, ответственное за допуск к проведению работ, осуществляет допуск на текущий день к проведению работ с записью наряде-допуске.
После допуска к проведению работ один экземпляр наряда-допуска остается у лица, ответственного за проведение работ, а второй экземпляр:
при проведении огневых работ передается лицом, ответственным за выдачу наряда-допуска, на хранение представителю службы пожарной охраны филиала ОСТ или иному лицу в соответствии с требованиями пункта13LINK \l "bookmark17"14 6.3.4 15ОР-03.100.00-КТН-150-11.
В ходе проведения работ лицо, ответственное за организацию и безопасное производство работ:
находится на месте проведения работ в течение всего времени их проведения;
организует и обеспечивает проведение работ в соответствии с утвержденным планом производства работ;
контролирует соответствие выполняемых работ профессии и квалификации исполнителей работ;
контролирует соответствие технологии проведения работ требованиям безопасности, указанным в наряде-допуске и проекте (плане) производства работ;
контролирует исправность, безопасное размещение и движение, соответствие применяемой техники, оборудования, инструментов требованиям безопасности, указанным в наряде-допуске и проекте (плане) производства работ;
контролирует выполнение мер безопасности, соблюдение требований электробезопасности и взрывозащиты, указанных в наряде-допуске и проекте (плане) производства работ, при проведении работ, перерывах в работе и окончании проведения работ;
контролирует исправность и правильное применение исполнителями работ средств индивидуальной и коллективной защиты, специальной одежды и специальной обуви в соответствии с мерами, указанными в наряде-допуске и проекте (плане) производства работ.
организует и обеспечивает на объектах филиала ОСТ проведение работ в соответствии с утвержденными планами производства работ;
контролирует ход проведения работ по утвержденным им нарядам-допускам;
координирует работу лиц, ответственных за организацию и безопасное производство работ;
сообщает о начале, ходе проведения работ и их окончании лицу, ответственному за организацию производства работ.

Тема 2.Порядок вывода в ремонт основного и вспомогательного оборудования при проведении ремонтных работ силами БПО.

Работоспособное состояние МТО обеспечивается системой ТОР.
Система ТОР представляет собой совокупность взаимосвязанных средств, документации технического обслуживания и ремонта и исполнителей, необходимых для поддержания и восстановления качества изделий, входящих в эту систему.
Организацию и контроль за проведением работ по ТОР МТО ПС осуществляет служба главного механика РНУ (ПО) ОСТ.
Границы зон обслуживания оборудования между службами ОСТ определяются согласно ОР-03.100.50-КТН-141-11.
При отклонении фактических параметров работы МТО от нормативных значений оборудование должно быть выведено из эксплуатации для принятия мер по устранению причин, вызвавших отклонение параметров от нормативных значений, согласно нормативной и заводской документации.
Диагностический контроль МТО производится специалистами БПО, ЛНК ОСТ, оснащенной необходимой диагностической аппаратурой на основании графиков ТОР (плановый ДК), а также в случае выявления отклонений параметров МТО при их контроле или осмотре МТО (неплановый ДК). При отсутствии возможности осуществления диагностического контроля ОСТ допускается привлечение экспертных организаций в установленном порядке.
По результатам проведенного ДК оценивается техническое состояние МТО, его соответствии нормативным требованиям, анализируется изменение технического состояния по сравнению с результатами предыдущих ДК и принимается решение о продолжении эксплуатации МТО или необходимости проведения непланового ремонта.
ТОР МТО в зависимости от сложности и объема работ может осуществляться:
­ персоналом УОМТО ПС;
­ персоналом УРНМТО БПО;
­ силами специализированных служб ЦБПО, РМЗ ОСТ на основании заключенных договоров;
­ силами подрядных организаций на основании заключенных договоров при непосредственном контроле персоналом УОМТО.
ТО МТО ПС осуществляется персоналом УОМТО ПС.
ТР магистральных и подпорных насосов, запорной арматуры ПС осуществляется персоналом УРНМТО БПО, силами специализированных служб ЦБПО, РМЗ ОСТ.
ТР остального МТО может осуществляться персоналом УРНМТО БПО и УОМТО ПС, силами специализированных служб ЦБПО, РМЗ ОСТ.
СР МТО осуществляется персоналом УРНМТО БПО или силами специализированных служб ЦБПО, РМЗ ОСТ.
Порядок оформления заявки и разрешения на вывод в ремонт определяется инструкциями или распоряжениями по ОСТ.
ТОР МТО осуществляется на основании технологических карт технического обслуживания и ремонта, разработанных на основании требований документации заводов-изготовителей конкретного оборудования и настоящего документа. Технологические карты на проведение ТО МТО разрабатываются персоналом УОМТО ПС (подписываются главным инженером (заместителем начальника) ПС), на проведение ТР, СР – персоналом УРНМТО БПО (подписываются начальником БПО), согласовываются главным механиком РНУ и утверждаются главным инженером РНУ.
ТО, плановые ТР, СР, КР МТО ПС проводятся в объеме и в сроки, определенные в соответствующих разделах настоящего документа.
Обслуживания и ремонты МТО ПС выполняются силами УОМТО ПС, ремонтными подразделениями БПО, возможно для проведения работ с использованием специализированного оборудования и инструмента, привлечение специализированных организаций с оформлением документации в соответствии с требованиями настоящего документа.
Обслуживания и ремонты МТО выполняются согласно технологических карт на обслуживание и ремонт. Технологические карты разрабатываются УОМТО ПС и ремонтными подразделениями БПО в соответствие с требованиями заводской документации на МТО (паспорт, руководство по эксплуатации).

Тема 3. Порядок вывода из ремонта основного и вспомогательного оборудования при проведении ремонтных работ силами БПО.

МТО, прошедшее ремонт на ПС, считается принятым в эксплуатацию после проверки его технического состояния, проведения обкатки в рабочем режиме. Длительность обкатки:
- после ТР - 8 ч;
- после СР и КР - 72 ч.
Нарушение работоспособного состояния МТО в течение 8 ч наработки после проведения ТР и 72 ч обкатки после СР и КР отказами не считаются. Они расследуются и учитываются при оценке качества выполненных ремонтов.
Сведения о проведении ДК, ТО, ТР, СР и КР МТО заносятся в паспорт (формуляр) ответственным исполнителем работ (УОМТО, ремонтное подразделение БПО, специализированная организация) с указанием результатов проведённых испытаний.
Результаты СР оформляются протоколом наладки, который оформляется в соответствии с П.2 (приложение П) РД-75.200.00-КТН-037-13, а также делается краткая запись в соответствующий раздел паспорта (формуляра) на насос. Протокол наладки насоса должен содержать: паспортные данные; величины зазоров в щелевых уплотнениях ротора насоса; результаты центровки электродвигателя с насосом; результаты измерения вибрации насоса; подписи ответственного за производство замеров, сдавшего и принявшего насос из ремонта.
Перед вводом в эксплуатацию на роторы оформляются формуляры. Формуляр на ротор оформляется в соответствии с П.3 (приложение П).
Перед вводом в эксплуатацию вала оформляется формуляр дефектоскопического контроля вала в соответствии с П.5 (приложение П).
Акт (технический отчет) по результатам контроля осадки фундаментов НА в обязательном порядке должен содержать следующие данные:
­ схема расположения деформационных марок на фундаментах с указанием их относительной отметки от репера;
­ значение осадки от предыдущего контроля;
­ значение суммарной осадки с начала эксплуатации;
­ значение отклонения от горизонтальности для горизонтальных насосов и вертикальности для вертикальных насосов, сравнение их с предыдущими значениями;
­ дата следующего контроля.
Сведения о проведенном ТР (СР), с указанием объема выполненных работ, оформляются актом выполненных работ. Акт хранится до завершения эксплуатации оборудования. При внесении сведений о проведенных ТР (СР) в паспорт (формуляр) указывается номер акта и результаты ремонтов.
По результатам ежегодной проверки герметичности разделительных стен составляется акт. Акт утверждается главным инженером РНУ. Акт хранится до следующей проверки герметичности.

Тема 4. Порядок взаимодействия бригады БПО со службами УОМТО, ОГЭ, ОАСУ ТП во время проведения работ.

Оформление наряда допуска
Лицо, ответственное за выдачу наряда-допуска, из числа лиц, назначенных приказами в порядке, установленном разделом13LINK \l "bookmark4"14 515 ОР-03.100.30-КТН-150-11 настоящего документа, определяет лиц,ответственных за подготовку к проведению работ, за проведение работ, за проведение анализа ГВС.
Лицом, ответственным за выдачу наряда-допуска, определяется конкретный вид, характер, содержание, место и время проведения работ, меры по обеспечению безопасности при подготовке объекта к проведению работ и при проведении работ, особые условия проведения работ (присутствие лица, ответственного за контроль при производстве работ, дежурство на месте проведения работ расчета пожарной автоцистерны, проведение наблюдения за местом проведения работ после их окончания), службы (цеха, организации), с которыми необходимо провести согласование наряда-допуска.
Лицом, ответственным за подготовку к проведению работ, оформляется наряд-допуск и все приложения к нему на конкретный вид, место и время проведения работ по указанию лица, ответственного за выдачу наряда-допуска. При необходимости, лицо, ответственное за подготовку к проведению работ, запрашивает, а лицо, ответственное за проведение работ, предоставляет необходимую информацию для оформления наряда-допуска и приложений к нему.
В наряде-допуске указываются организация, должность, фамилия и инициалы лица, ответственного за проведение работ, а так же указываются характер и содержание работы, опасные и вредные производственные факторы, возникающие при ее выполнении в соответствии с ГОСТ 12.0.003.
В пункте 6 наряда-допуска указываются организационные и технические меры по обеспечению безопасности, которые должны быть выполнены при подготовке объекта к проведению работ и при проведении работ.
При необходимости меры по обеспечению безопасности оформляются в виде приложения к наряду-допуску с отметкой об этом.
В пункте 6.1 наряда-допуска указываются организационные и технические меры безопасности, которые должны быть выполнены при подготовке объекта к проведению работ, в т.ч.:
меры по обеспечению безопасного состояния места проведения работ;
меры по отключению и переключению технологического оборудования и коммуникаций;
порядок проведения анализа ГВС при приеме-сдаче подготовленного места проведения работ;
требования безопасности, электробезопасности и взрывозащиты, выполняемые и соблюдаемые при подготовке объекта к проведению работ.
В пункте 6.2 наряда-допуска указываются меры по обеспечению безопасности, которые должны быть выполнены перед началом работ, при проведении работ, перерывах в работе и окончании проведения работ, в т.ч.:
меры по обеспечению пожарной и промышленной безопасности, соблюдению требований охраны труда, электробезопасности и взрывозащиты;
требования к безопасному размещению и применению техники, оборудования, инструмента;
требования к безопасному передвижению техники;
меры по обеспечению места проведения работ исправными средствами пожаротушения и правильному их применению;
требования по обеспечению наличия, исправности и правильного применения исполнителями работ средств индивидуальной и коллективной защиты, специальной одежды и специальной обуви, соответствующих выполняемым работам (при производстве работ в газоопасных местах исполнители работ обеспечиваются специальной одеждой для защиты от повышенных температур из огнестойких тканей). При применении специальной одежды из огнестойких тканей необходимо использовать нательное белье из огнестойких или хлопчатобумажной тканей (футболки из хлопчатобумажной ткани);
требования к соответствию количества исполнителей работ, их профессии и квалификации характеру и содержанию работ;
требования безопасности к технологии проведения работ;
порядок проведения анализа ГВС перед началом работ, после каждого перерыва в работе и во время проведения работ.
Для осуществления контроля за параметрами безопасности при проведении ремонтных работ, связанных с остановкой и разгерметизацией магистральных и технологических нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) и оборудования МН (МНПП), оформляется приложение к наряду-допуску «Контрольный лист проверки соответствия требуемых параметров безопасности фактическому исполнению». Основные параметры безопасности, указываемые в контрольных листах, должны определяться в соответствии с требованиями проекта (плана) производства работ и должны соответствовать характеру и объему выполняемых работ.
В пункте 12 наряда-допуска указываются должность, фамилия и инициалы лица, ответственного за подготовку к проведению работ.
Оформленный наряд-допуск лицо, ответственное за подготовку к проведению работ, представляет лицу, ответственному за выдачу наряда-допуска, которое проверяет состав и содержание оформленного наряда-допуска.
При отсутствии замечаний лицо, ответственное за выдачу наряда-допуска, подписывает приложения к нему, регистрирует наряд-допуск в журнале регистрации в структурном подразделении нарядов-допусков на проведение огневых, газоопасных и других работ повышенной опасности, присваивая при этом наряду-допуску номер.
Согласование наряда-допуска
Лицо, ответственное за подготовку к проведению работ, обеспечивает согласование зарегистрированного наряда-допуска.
При наличии замечаний к составу и содержанию выданного наряда-допуска лицо, ответственное за подготовку к проведению работ, дорабатывает наряд-допуск. При необходимости, лицо, ответственное за подготовку к проведению работ, запрашивает, а лицо, ответственное за проведение работ, предоставляет необходимую информацию для доработки наряда-допуска и приложений к нему.
Наряд-допуск согласовывается представителем отдела охраны труда филиала ОСТ, рабочее место которого находится в данном структурном подразделении (в случае отсутствия в филиале ОСТ отдела охраны труда – специалистом по охране труда филиала ОСТ или работником структурного подразделения (филиала ОСТ), на которого возложены обязанности по охране труда.
Наряд-допуск согласовывается представителем службы пожарной охраны филиала ОСТ.
Наряд-допуск согласовывается начальниками взаимодействующих служб (цехов, организаций) или лицами, их замещающими.
При согласовании наряда-допуска в обязательном порядке проверяется:
порядок, возможность, время проведения работ;
соответствие определенных в пункте 6 наряда-допуска мер по обеспечению безопасности при подготовке объекта к проведению работ и при проведении работ требованиям норм и правил по безопасному производству работ.
Наряд-допуск согласовывается с находящимся на смене оператором структурного подразделения с записью в наряде-допуске после ознакомления с содержанием наряда-допуска (характером, содержанием, местом и планируемым временем проведения работ, мерами по обеспечению безопасности при подготовке объекта к проведению работ и при проведении работ).
При необходимости подготовки объекта к проведению работ или проведения работ в условиях изменения основного технологического процесса перекачки нефти (нефтепродуктов) (технологические переключения, снижение давления в трубопроводе, остановка НПС (НППС), остановка МН (МНПП)), непредусмотренного планом остановок и работы нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) ОСТ со снижением режимов и разрешением ОАО «АК «Транснефть», оператор структурного подразделения согласовывает наряд-допуск с диспетчером филиала ОСТ по телефону.
При наличии замечаний к составу и содержанию согласованного наряда-допуска лицо, ответственное за подготовку к проведению работ, дорабатывает наряд-допуск.
Лицо, ответственное за утверждение наряда-допуска, определяет отделы и должностные лица филиала ОСТ, с которыми необходимо провести согласование наряда-допуска, и направляет сопроводительное письмо и наряд-допуск в отдел филиала ОСТ по направлению деятельности планируемых работ.
Согласование наряда-допуска с отделами и должностными лицами филиала ОСТ оформляется на отдельном листе согласования.
В филиале ОСТ наряд-допуск согласовывается начальниками отделов и должностными лицами филиала ОСТ или лицами, их замещающими.
Согласованный с отделами и должностными лицами филиала ОСТ наряд-допуск представляется отделом филиала ОСТ по направлению деятельности планируемых работ на проверку лицу, ответственному за утверждение наряда-допуска.
Лицо, ответственное за утверждение наряда-допуска, проверяет состав и содержание согласованного наряда-допуска, при необходимости дает указание лицу, обеспечивающему сопровождение при утверждении наряда-допуска, о доработке наряда-допуска.
Доработанный наряд-допуск лицо, обеспечивающее сопровождение при утверждении наряда-допуска, предоставляет на повторную проверку лицу, ответственному за утверждение наряда-допуска.
При отсутствии замечаний лицо, ответственное за утверждение наряда-допуска, утверждает наряд-допуск.
Наряд-допуск, утвержденный главным инженером филиала ОСТ, направляется в структурное подразделение сопроводительным письмом на имя лица, ответственного за выдачу данного наряда-допуска. Ответственным за подготовку и направление сопроводительного письма и утвержденного наряда-допуска является начальник отдела филиала ОСТ по направлению деятельности планируемых работ или лицо, его замещающее.
Наряды-допуски на проведение работ по ликвидации аварий и инцидентов и локализации их последствий допускается утверждать без подготовки и направления сопроводительных писем и без согласования наряда-допуска с отделами и должностными лицами филиала ОСТ.
Лицо, ответственное за выдачу наряда-допуска, выдает оба экземпляра утвержденного наряда-допуска лицу, ответственному за подготовку к проведению работ, с отметкой о получении в журнала регистрации в структурном подразделении нарядов-допусков на проведение огневых, газоопасных и других работ повышенной опасности.
Утвержденный наряд-допуск выдается лицу, ответственному за подготовку к проведению работ, не позднее, чем за 12 ч до планируемого начала работ, за исключением проведения работ по ликвидации аварий и инцидентов и локализации их последствий.
Подготовка места проведения работ
Лицо, ответственное за подготовку к проведению работ, обеспечивает выполнение мероприятий по подготовке объекта к проведению работ и мер безопасности, указанных в наряде-допуске и проекте (плане) производства работ, уведомляет о времени проведения работ, переключениях и отключениях технологического оборудования и коммуникаций начальников взаимодействующих служб (цехов, организаций) или лиц, их замещающих. Лицо, ответственное за выдачу наряда-допуска, обеспечивает выполнение мероприятий, предусмотренных особыми условиями наряда-допуска.
По выполнению мероприятий по подготовке объекта к проведению работ и мер безопасности, указанных в наряде-допуске и проекте (плане) производства работ, лицо, ответственное за подготовку к проведению работ, вносит запись в наряд-допуск и сообщает о готовности места проведения работ к сдаче лицу, ответственному за проведение работ, и лицу, ответственному за проведение анализа ГВС (в случае, если нарядом-допуском предусмотрено проведение анализа ГВС).
Перед началом проведения работ каждый член бригады производит оценку соответствия места проведения работ требованиям безопасности, и, в случае выявления несоответствий требованиям безопасности, указанным в наряде-допуске, ответственный за проведение работ, со слов работников, делает запись в наряде-допуске и организует устранение выявленных членами бригады несоответствий.
После проведения оценки рабочего места членами бригады и выполнения, при необходимости, мероприятий по приведению рабочего места в соответствие требованиям безопасности, лицо, ответственное за проведение работ проводит целевой инструктаж с исполнителями работ, знакомя их с характером и содержанием работ. Члены бригады, после получения целевого инструктажа, ставят подписи в наряде-допуске.
Для допуска к проведению работ лицо, ответственное за проведение работ:
обеспечивает наличие, исправность, безопасное размещение и соответствие применяемой техники, оборудования, инструментов требованиям безопасности, указанным в наряде-допуске и проекте (плане) производства работ;
обеспечивает наличие на месте проведения работ исправных средств пожаротушения;
обеспечивает наличие и исправность средств индивидуальной и коллективной защиты, специальной одежды и специальной обуви в соответствии с мерами, указанными в наряеа-допуске и проекте (плане) производства работ;
обеспечивает применение технических устройств, имеющих разрешения Ростехнадзора на применение, сертификаты соответствия и паспорта;
обеспечивает соответствие количества исполнителей работ, их профессии и квалификации характеру и содержанию работ;
проверяет наличие у исполнителей работ квалификационных документов, удостоверений об обучении на курсах целевого назначения, удостоверений о проверке знаний требований охраны труда, электробезопасности, талонов по технике пожарной безопасности;
обеспечивает соблюдение параметров безопасности, указанных в контрольном листе (при осуществлении допуска к проведению ремонтных работ, связанных с остановкой и разгерметизацией магистральных и технологических нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) и оборудования МН (МНПП));
обеспечивает проведение членами бригады оценки места проведения работ требованиям безопасности и внесение, при необходимости, записей в наряд-допуск;
сообщает лицу, ответственному за допуск к проведению работ, о готовности места проведения работ и исполнителей работ к выполнению работ.

Тема 5. Магистральные, подпорные и вспомогательные насосы. Устройство, эксплуатация, техническое обслуживание и ремонт.

Центробежные насосы, применяемые в технологии трубопроводного транспорта нефти.

На НПС магистральных нефтепроводов используется два вида технологических насосов – подпорные и основные.
Основными насосами оборудуются основные НС ГНПС и ПНПС. Данные насосы предназначены для непосредственного транспорта нефти. Подпорные насосы используются только на ГНПС (на их подпорных станциях) и играют вспомогательную роль. Они служат для отбора нефти из резервуарного парка и подачи ее на вход основным насосам с требуемым давлением (подпором), предотвращающим кавитацию в основных насосных агрегатах.
Современным типом основных насосов являются насосы НМ, которые выпускаются на подачу от 125 до 10000 мі/ч. Данные насосы имеют две конструктивные разновидности.

Нефтяные магистральные насосы типа НМ предназначены для перекачивания нефти и нефтепродуктов с температурой от -5 до 80ОС с содержанием механических примесей не более 0,05% по объему, размером частиц до 0,2мм.
Насос нефтяной магистральный (НМ) - центробежный, горизонтальный одноступенчатый, спирального типа, с рабочим колесом двухстороннего входа, подшипниками скольжения с принудительной смазкой.
Базовой деталью насоса является корпус с горизонтальной плоскостью разъема и лапами, расположенными в нижней части.
Нижняя и верхняя части корпуса соединяются шпильками с колпачковыми гайками. Горизонтальный разъем корпуса уплотняется прокладкой и по контуру закрывается щитками.
Корпус насосов этого типа имеет улиткообразную форму с разъёмом в горизонтальной плоскости по оси ротора.
Входной и напорный патрубки расположены в нижней части корпуса и направлены в противоположные стороны.
Рабочее колесо насоса с двухсторонним входом обеспечивает разгрузку ротора от осевых усилий. Остаточные осевые усилия воспринимаются радиально-упорным подшипником, установленным рядом с задним подшипником скольжения. На другом конце ротора имеется зубчатая или упругая муфта для соединения с электродвигателем. Опорами ротора являются подшипники скольжения (задний подшипник, передний подшипник), к которым принудительно подаётся масло от централизованной системы смазки. Направление вращения ротора – по часовой стрелке, если смотреть со стороны привода. Правильная установка ротора в корпус в осевом направлении достигается подгонкой толщины дистанционного кольца.
Конструктивная схема магистрального насоса
















1 - корпус, 2 - радиально-упорный подшипник, 3 - задний подшипник скольжения, 4 - ванна для сбора утечек, 5 - торцевое уплотнение, 6 - винтовой импеллер, 7 - крышка насоса, 8 - рабочее колесо, 9 - крышка, 10 - передний подшипник, 11 - муфта сцепления, 12 - маслопровод, 13 - трубопровод для сбора утечек.


Для уменьшения утечек жидкости в месте контакта вала и корпуса насоса устанавливаются уплотнения ротора - механические, торцевого типа. Конструкция насосов обычно рассчитана на работу по последовательной схеме соединения трёх насосов.
Маркировка насосов в той или иной степени указывает на их основные технические и конструкционные характеристики. Полная маркировка насоса НМ содержит группу буквенных обозначений, например: НМ 10000-210, где НМ нефтяной магистральный, 10000 - подача (производительность насоса) м3/час, 210 - напор в метрах столба перекачиваемой жидкости.

Насосы подпорные

Подпорные насосы типа НМП (насос нефтяной магистральный подпорный) предназначен для перекачивания нефти к магистральным насосам и создания перед ними подпора, необходимого для обеспечения бескавитационной работы.
Насосы этого типа центробежные, горизонтальные, одноступенчатые, с рабочим колесом двустороннего входа, корпус насоса имеет осевой горизонтальный разъем по оси насоса. В нижней части корпуса отлиты входной и напорный патрубки, расположенные горизонтально. Корпус имеет каналы полуспирального подвода и двухзаходного спирального отвода. На валу устанавливается рабочее колесо и два предвключенных осевых колес (по одному с каждой стороны рабочего колеса). Концевые уплотнения ротора торцового типа с подводом перекачиваемой жидкости от напорной полости насоса. Опорами ротора служат шарикоподшипники с жидкой смазкой при помощи смазочных колец. В корпусах подшипников выполнены камеры для охлаждающей жидкости.
Подшипник со стороны свободного конца вала наряду срадиальными воспринимает и осевые неуравновешенные усилия. Валы насоса и электродвигателя соединяются зубчатой муфтой.Насосы НМП изготовлялись трех типов на номинальные подачи 2500, 3600, 5000 м3/ ч.
В настоящее время их производство прекращено.

Подпорные насосы типа НПВ
Агрегаты электронасосные нефтяные подпорные вертикальные типа НПВ (НПВ 150-60, НПВ 300-60, НПВ 600-60) предназначены для перекачивания нефти.
Агрегаты электронасосные нефтяные подпорные вертикальные типа НПВ-М (НПВ1250-М, НПВ2500-М, НПВ3600-М, НПВ5000-М) предназначены для перекачивания нефти и нефтепродуктов.
Применяются для подачи нефти к магистральным насосам для обеспечения их бескавитационной работы (подпорные насосы), а также для оснащения баз смешения нефти.

Конструкция.
Насосы НПВ 150-60, НПВ 300-60, НПВ 600-60 центробежные вертикальные одноступенчатые спредвключенным колесом. Осевое усилие, действующее на ротор, разгружается симметрично расположенными передними задним уплотнениями рабочего колеса, остаточное осевое усилие воспринимается верхним сдвоенным радиально-упорным подшипником. Для восприятия остаточных радиальных усилий в конструкции насоса предусмотрен подшипник скольжения, являющийся нижней опорой ротора.
Смазка подшипника скольжения осуществляется перекачиваемой средой. Передача крутящего момента от двигателя к насосу осуществляется при помощи упругой втулочно-пальцевой муфты.
Насосы типа НПВ1250-М, НПВ2500-М,НПВ3600-М, НПВ5000-М центробежные вертикальные двухкорпусные секционного типа спредвключенным колесом и торцовым уплотнением патронного типа.
Опорами ротора являются: верхний опорно-упорный подшипник качения с жидкой картерной смазкой и нижний гидродинамический подшипник скольжения (смазка перекачиваемой средой).
Осевое усилие, действующее на ротор, компенсируется перепуском утечки, проходящей через дросселирующую щель на основном диске рабочего колеса концевой ступени с отводом ее на входв насос через переводную трубу. Остаточное осевое усилие должно восприниматься опорно-упорным подшипником качения.
Передача крутящего момента от двигателя к насосу осуществляется при помощи упругой пластинчатой муфты.
Приводом насосов типа НПВ-М является асинхронный трехфазный вертикальный, взрыво-защищенный (с видом взрывозащиты 1ExdIIВТ4)электродвигатель с короткозамкнутым ротором.
Насос состоит из стакана и выемной части. Насос устанавливается в бетонированный приямок и опорным фланцем стакана крепится болтами к основанию фундамента. Входной патрубок расположен в стакане, напорный в напорной крышке, патрубки направлены в противоположные стороны. Присоединение патрубков к трубопроводам: входного - сварное, напорного - фланцевое.

Подпорные вертикальные насосы «WORTHINGTON» (типа 26 QLСМ/2) нашли применение в нефтепроводном транспорте ввиду хороших показателей надежности по сравнению с аналогичными насосами отечественного производства типа НПВ. В первую очередь это объясняется тем, что они имеют частоту вращения ротора 980 об/мин. по сравнению с 1500 об/мин насосов НПВ. Сравнительно низкие обороты значительно снижают динамические нагрузки на основные детали и узлы насосов Вортингтон, что в сочетании с более высоким качеством изготовления увеличивают межремонтный ресурс в 2,5 раза по сравнению с насосами НПВ. Насосы Вортингтон типа 26 QLCM/2 при номинальной подаче 5000 мі/ч имеют напор 120 м. Корпус насоса рассчитан на давление 1,6 МПа, стакана - 1,0 МПа.
Корпус насоса состоит из первой ступени, включающей рабочее колесо двустороннего всасывания, расположенное в корпусе с двойной улиткой. Вторая ступень состоит из входного раструба, рабочего колеса и многолопаточного осевого диффузора. Опорой вала служит подшипник качения с бочкообразными роликами. Смазка жидкая, принудительная.
Вал насоса с двигателем соединяется при помощи зубчатой или пластинчатой муфты.

Нефтяной горизонтальный подпорный насосный агрегат НГПНА3600-120 предназначен для подачи нефти из резервуаров к магистральным насосам и устанавливается в составе головных нефтеперекачивающих станций (НПС) магистральных нефтепроводов.
 Насосный агрегат НГПНА может быть использован для наливных терминалов, а также в качестве насосов для внутри парковой перекачки  нефти и раскачки резервуаров.
 Агрегат поставляется с основным ротором на подачу 3600 м3/час, а также с роторами на 2500 м3/час или на 4500 м3/час. 
 Конструкция насоса обеспечивает параллельную работу насосных агрегатов.
 Насос эксплуатируется без масляной станции. Узлы насоса смазываются и охлаждаются непосредственно перекачиваемой нефтью, без какой-либо дополнительной обвязки насоса трубопроводами.
Насос обладает высокой всасывающей способностью. Кавитационный запас находится в диапазоне 1,5-3,0 м.
Насос имеет высокую надежность - наработка на отказ составляет не менее 15 тысяч часов.
В составе головных НПС с незаглубленным резервуарным парком подпорные насосные агрегаты НГПНА 3600-120монтируются  на нулевой отметке.

Насос шестеренный типа «Ш40-4 и агрегаты электронасосные на его основе предназначены для перекачивания нефтепродуктов (масло, нефть, мазут, масло ОМТИ, дизельное топливо, в том числе для подачи мазута в котельных установках) без механических примесей.
Насосы и агрегаты выпускаются в климатическом исполнении У, категории размещения 3 или Т2, Т5 по ГОСТ 15150-69 Для заказов Российского морского регистра судоходства (РМРС) насосы (агрегаты) изготавливаются в климатическом исполнении ОМ категория размещения 2 ГОСТ15150-69, и могут устанавливаться на судах морского флота с неограниченным районом плавания, а также в машинном и котельном отделениях судов, имеющих знак автоматизации А1 и А2 в символе класса РМРС.
Условное обозначение электронасосного агрегата должно соответствовать индексации, принятой в отрасли насосостроения.
Например: Ш 40-4-19,5/4Б-1 У3 ТУ26-06-1087-84 где:
Ш 40-4 – обозначение насоса;
19,5 – подача насоса в агрегате, м3/ч;
4 – давление на выходе из насоса в агрегате, кгс/см2;
Б – материал проточной части насоса (бронза),
1 – исполнение по электродвигателю;
У – климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69;
3 – категория размещения по ГОСТ 15150-69.
Примечание - Материал проточной части насоса – чугун - не обозначается.
Устройство и принцип работы
По принципу действия шестерённый насос – объёмный. Направление вращения ведущего ротора насоса – правое (по часовой стрелке), если смотреть со стороны привода. По заказу могут быть изготовлены насосы с левым направлением вращения, с нижним расположением вала.
Насос состоит из следующих основных деталей и узлов: рабочего механизма, корпуса с крышками, торцового уплотнения и предохранительного клапана.
Рабочий механизм состоит из двух роторов – ведущего и ведомого.
Ведущий ротор состоит из вала, на котором установлены по посадке с натягом две шестерни с косыми зубьями. Одна шестерня с левой, а другая с правой нарезкой. Шестерни установлены так, что образуют одну шестерню с шевронным зубом.
Ведомый ротор имеет на своем валу такие же шестерни, как и ведущий ротор, но одна шестерня закреплена жестко, другая свободно. Такая установка шестерни дает ей возможность при работе насоса само устанавливаться относительно зубьев ведущей шестерни для компенсации неточности установки шестерен на валу ведущего ротора. Вращение ведомый ротор получает через шестерню от ведущего ротора. Роторы устанавливаются в специальные расточки корпуса.
С торцов корпус закрывается задней и передней крышками.
При вращении роторов на стороне всасывания создается разрежение, в результате чего жидкость под давлением атмосферы заполняет межзубьевые впадины и в них перемещается из полости всасывания в полость нагнетания(вход и выход жидкости указан стрелками).
Уплотнение ведущего вала насоса – одинарное торцовое, расположено в передней крышке. Оно состоит из подпятника, пяты, пружины сальника, кольца, кольца упорного и кольца. От проворачивания подпятник стопорится штифтом.
Предохранительный клапан предохраняет насос от перегрузки по давлению и состоит из клапана, с резиновым кольцом, пружины, наконечника, регулировочного винта, крышки клапана, колпачка, прокладок, гайки. Он предназначен для кратковременного перепуска перекачиваемой жидкости из полости нагнетания в полость всасывания, в случае повышения давления в напорном трубопроводе выше допустимого.
Регулирование клапана производится регулировочным винтом, который стопорится гайкой и закрывается колпачком с прокладкой.
Предохранительный клапан отрегулирован на заводе-изготовителе на давление полного перепуска, не превышающее давление на выходе из насоса более чем в 1,5.

Насосы откачки утечек типа НОУ, ЦНС, 12НА, НВ

Насосные агрегаты типа НОУ предназначены для откачки нефти, воды, водонефтяной эмульсиииз резервуаров и закачки во входной трубопровод нефтеперекачивающей насосной станции или в иную гидравлическую систему.
Агрегаты типа НОУ могут использоваться для откачивания жидкости из емкостей объемом от 8до 100 м3. Агрегаты типа НОУ поставляются с емкостью сбора утечек нефти; существуют варианты поставок выемных частей без серийной емкости. Выемные части поставляются для ёмкостей с внутренним диаметром горловины от Dу600 до Dу1000. Глубина погружения выемных частей в ёмкость от 1000 до 4640 мм.
Конструкция
Агрегат электронасосный состоит из насоса типа НОУ для откачки утечек нефти и вертикального асинхронного взрывозащищеного двигателя, соединенных упругой втулочно-пальцевой муфтой, системы автоматики и КИП. Агрегат электронасосный типа НОУ не требует применения внешних вспомогательных систем.
Насос центробежный, вертикальный, секционного типа, многоступенчатый с осевым подводом жидкости к первой ступени. Насос состоит из выемной части насоса и наружного корпуса.
Для перекачивания утечек нефти и светлых нефтепродуктов (бензина, керосина и дизельного топлива) из емкостей с диаметром не менее 600 мм предусмотрена конструкция выемной части насоса с двойным торцовым уплотнением. При помощи трубопроводов, торцовое уплотнение соединяется с термосифонной системой. Термосифонная система установлена для запирания и охлаждения торцового уплотнения, состоит из сифонного бака и дозировочного насоса.
Дозировочный насос используется для заполнения маслом бака термосифонного и для отбора утечек из камеры торцового уплотнения.
Условия эксплуатации
Насосы (агрегаты) типа НОУ изготавливаются в климатическом исполнении УХЛ категории размещения 1 по ГОСТ 15150-69, при этом нижнее значение температуры окружающего воздуха -50О С. Климатическое исполнение электронасосного агрегата зависит от климатического исполнения приводного двигателя. Насосы (агрегаты) предназначены для эксплуатации во взрывоопасных зонах класса В-1г согласно «Правилам устройства электроустановок» (ПУЭ).Категория взрывоопасной смеси IIА, группа Т3в соответствии с ГОСТ 12.1.001-78.
Агрегаты электронасосные центробежные марок 12НА-22х6, 12НА-9х4 артезианского типа, многоступенчатые, с деталями проточной части насоса из чугуна, изготовленные с торцовым уплотнением вала, предназначены для откачки из заглубленных резервуаров нефтепродуктов плотностью не более 970 кг/мі, имеющих твердые включения размером 0,2 мм, объемная концентрация которых не превышает более 0,2 %.
Агрегаты изготовлены в климатическом исполнении У, категории размещения при эксплуатации 2 по ГОСТ 15150-09 и предназначены для работы как в закрытых помещениях, так и вне помещений под навесом при температуре окружающего воздуха от минус 40 до плюс 35°С.
Агрегаты выполнены в общепромышленном взрывобезопасном исполнении и применяются для перекачивания нефтепродуктов на взрывоопасных и пожароопасных производствах и установках.
Каждый агрегат состоит из следующих основных частей; насоса, напорной колонки, стойки опорной, двигателя.
Направление вращения ротора против часовой стрелки, если смотреть со стороны двигателя.
Насос состоит из следующих основных деталей:
- приемного патрубка;
- рабочих колес одностороннего входа;
- вертикального вала;
- корпусов (направляющих аппаратов).
В приемном патрубке, корпусах установлены бронзовые втулки, которые служат подшипниками скольжения.
Рабочие колеса устанавливаются на вертикальном валу на разрезных конических втулках.
Соединение корпусов между собой осуществляется шпильками.
Приемный патрубок обеспечивает осевой подвод жидкости в рабочее колесо.
Проточная часть приемного патрубка имеет форму сужающегося конуса. Такая конструкция позволяет сообщать жидкости на выходе из приемного патрубка скорость, с которой она поступает на колесо первой ступени.
Каждая ступень насоса состоит из рабочего колеса и корпуса.
Жидкость из рабочего колеса поступает в направляющий аппарат (корпус, который служит для раскручивания потока жидкости и обеспечения осевого входа жидкости (без закрутки) в рабочее колесо следующей ступени.
Из верхней последней ступени насоса жидкость поступает в напорную колонку, которая представляет собой трубопровод, состоящий из нескольких фланцевых трубных секций, с проходящим внутри составным валом из участков равной длины.

Насосы типа ЦНС - многоступенчатые центробежные насосы. Насосы ЦНС предназначены для перекачивания нефти в схеме откачки утечек непосредственно в коллектор приема НПС.
В этих насосах поток перекачиваемой жидкости перемещается последовательно несколькими рабочими колесами, смонтированными на одном валу, в одном корпусе. Напор этих насосов равен сумме напоров, создаваемых каждым установленным рабочим колесом.
Корпус многоступенчатого секционного насоса состоит из отдельных секций, число которых равно числу ступеней минус один, так как одно колесо расположено в передней крышке. Уплотнение между секциями обеспечивается резиновыми прокладками. Секционная конструкция корпуса насоса позволяет увеличивать или уменьшать число секций и тем самым увеличивать или уменьшать напор, не изменяя подачи.
Многоступенчатые насосы типа ЦНС выпускаются с числом рабочих колес от 2 до 10. Ввиду того, что в секционных насосах устанавливается большое число рабочих колес с осевым входом воды, возникают большие гидравлические осевые усилия, для разгрузки которых применяют автоматические разгрузочные устройства в виде уравновешивающего диска (гидравлическая пята). Некоторые насосы типа ЦНС выпускаются с двумя рабочими колесами осевого входа левого и правого вращения. Осевые усилия уравновешиваются симметричным расположением колес.
Работа насоса основана на взаимодействии лопаток вращающегося рабочего колеса и перекачиваемой жидкости.
Вращаясь, рабочее колесо сообщает круговое движение жидкости, находящейся между лопатками. Вследствие возникающей центробежной силы жидкость от центра колеса перемещается к внешнему выходу, а освободившееся пространство вновь заполняется жидкостью, поступающей из всасывающей трубы под действием создаваемого разрежения.
Выйдя из рабочего колеса первой секции, жидкость поступает в каналы направляющего аппарата и затем во второе рабочее колесо с давлением, созданным в первой секции, откуда - в третье рабочее колесо с увеличенным давлением, созданным во второй секции и т.д.
Вышедшая из последнего рабочего колеса жидкость через направляющий аппарат поступает в крышку нагнетания и из нее в нагнетательный трубопровод.
Во время работы насоса, вследствие давления воды на неравные по площади боковые поверхности рабочих колес, возникает осевое усилие, которое стремится сместить ротор насоса в сторону всасывания.
Для уравновешивания осевого усилия в насосе предусмотрено разгрузочное устройство, состоящее из диска разгрузки, кольца и втулки разгрузки и дистанционной втулки.
Жидкость из последней ступени проходит через кольцевой зазор между втулкой разгрузки и дистанционной втулкой и давит на диск рагрузки с усилием, равным сумме усилий, действующих на рабочие колеса, но направленным в сторону нагнетания. Ротор насоса оказывается уравновешенным, равенство усилий устанавливается автоматически.
Выходящая из разгрузочной камеры жидкость охлаждает сальник со стороны нагнетания.
Сальник со стороны всасывания омывается жидкостью, поступающей под давлением из всасывающего трубопровода. Жидкость, проходя по рубашке вала через сальниковую набивку, предупреждает засасывание воздуха в насос и одновременно охлаждает сальник. Большая часть жидкости проходит через зазор между рубашкой вала и втулкой гидрозатвора в полость всасывания, часть проходит между рубашкой вала и сальником со стороны всасывания, охлаждая его, остальная часть выходит наружу через штуцер.
Затяжка сальника должна обеспечивать возможность просачивания перекачиваемой жидкости между валом и сальниковой набивкой наружу в количестве 5-15 л/ч. Меньшее количество свидетельствует об излишнем затягивании сальника, что увеличивает потери на трение и ускоряет износ рубашки вала и гайки ротора.
Ротор насоса приводится во вращение электродвигателем, присоединенным к насосу через упругую втулочно-пальцевую муфту, состоящую из двух полумуфт (насоса и электродвигателя) и пальцев с резиновыми втулками.
Направление вращения ротора насоса по часовой стрелке, если смотреть со стороны электродвигателя.
Насос и электродвигатель устанавливаются на общей фундаментной плите так, чтобы между полумуфтами оставался зазор 10 мм при роторе насоса, сдвинутом до отказа в сторону всасывания.



Устройство (конструкция) насоса типа ЦНС
  
1 - кронштейн задний 2 - вал 3 - втулка сальника 4 - гайка ротора 5 - набивка сальника 6 - диск разгрузки 7 - кольцо разгрузки 8 - втулка разгрузки 9 - втулка дистанционная10 - крышка нагнетания11 - корпус направляющего аппарата12 - направляющий аппарат13 - колесо рабочее

14 - крышка всасывания15 - гайка стяжного болта16 - втулка гидрозатвора17 - защитная втулка18 - муфта19 - крышка подшипника20 - гайка круглая21 - подшипник22 - крышка подшипника23 - кольцо-отбойник24 - втулка подшипника25 - кольцо уплотняющее26 - кронштейн передний.


Насосные агрегаты НВ
Агрегат электронасосный полупогружной типа НВ предназначен для перекачивания из подземных дренажных емкостей смеси воды и темных нефтепродуктов с твердыми включениями.
Конструкция
Полупогружной агрегат типа НВ агрегат с вертикальным осевым входом перекачиваемой жидкости через приемный патрубок.
Верхние опоры вала подшипники 118, ГОСТ 8338-75, нижняя и средние опоры - подшипники скольжения. Смазка подшипников качения – Литол 24ГОСТ 21150-87. Смазка двух средних подшипников скольжения осуществляется через трубопроводы от внешнего источника.
Изменение глубины погружения насоса обеспечивается изменением длины нижней подвески. Место выхода вала из плиты опорной уплотняется армированной манжетой или торцовым уплотнением. В торцовое уплотнение подается тосол А-65 из бачка, закрепленного на стойке.
Передача крутящего момента от двигателя к насосу осуществляется через упругую втулочно-пальцевую муфту.
В комплект поставки входит ответный фланец.
Детали проточной части – СЧ 20 ГОСТ 1412-85, вал верхний и вал нижний – сталь 40Х ГОСТ 4543-71,вкладыши подшипников скольжения – Бр.А9ЖЗЛГОСТ 493-79, неподвижная втулка пары трения торцового уплотнения – карбид кремния ТУ 1915-01-0136353-99.
Климатическое исполнение У, категория размещения 2 по ГОСТ 15150-69.

Насосы типа «К», «Д», «ВК», «ВКС»

Центробежные консольные одноступенчатые насосы типа «К» с односторонним подводом жидкости к рабочему колесу. Используются в системах водоснабжения и отопления.
Среды: предназначены для перекачивания питьевой, чистой воды, производственно-технического назначения (кроме морской) с pH 6...9 и жидкостей сходных с чистой водой по плотности, вязкости и химической активности, содержащих твердые включения размером до 0,2 мм, объемная концентрация которых не превышает 0,1%. Температура перекачиваемой жидкости от 0 до 85°С (с одинарным сальниковым уплотнением) или до 105 °С (с двойным сальниковым или одинарным торцовым уплотнением)..


Схема консольного насоса одностороннего всасывания типа К
1 – крышка корпуса 7 – втулка защитная
2 – корпус 8 – крышка сальника
3 – сменные уплотнительные кольца 9 – вал
4 – рабочее колесо 10 – опорный кронштейн
5 – шпонка 11 - шарикоподшипник
6 – сальник

Не допускаются установка и эксплуатация насосов во взрывопожароопасных производствах и использование их для перекачивания горючих легковоспламеняющихся жидкостей.
Материал деталей проточной части - серый чугун; уплотнение электронасоса одинарное сальниковое. Возможно изготовление с двойным сальниковым и с одинарным торцовым уплотнением.
Вал насоса изготавливают из высококачественной стали. Для предотвращения износа вал имеет защитную втулку. Опорами вала служат два подшипника находящиеся в масляной ванне. Рабочее колесо, закрепленное на консольной части вата, состоит из двух дисков, соединенных пространственными или цилиндрическими лопатками.
Для выравнивания осевого усилия в заднем диске рабочего колеса имеются разгрузочные отверстия. Все насосы имеют сальник с мягкой набивкой (из промасленного хлопчатобумажного шнура), которая уплотняется подтягиванием гаек крышки сальника. Передняя крышка корпуса насоса съемная, что позволяет осматривать рабочие органы насоса без его демонтажа.
Насосы этого типа выпускаются как на опорной стойке, так и в моноблочном исполнении.

Насосы типа ДН предназначены для работы в качестве подпорных или малых магистральных насосов, перекачивающих нефть и нефтепродукты, а также в качестве насосов для внутри парковой перекачки, железнодорожных наливных эстакад и морских терминалов.
Насосы типа ДН центробежные горизонтальные одноступенчатые с рабочим колесом двустороннего входа и двухзавитковым спиральным отводом.
Входной и напорный патрубки расположены в нижней части корпуса и направлены в противоположные стороны, что обеспечивает удобный доступ к ротору без отсоединения патрубков от трубопроводов.
Опорами ротора служат подшипники качения с консистентной смазкой. Концевые уплотнения механические торцовые, выполнены в соответствии с требованиями стандарта API 682. Конструкцией насоса предусмотрена возможность замены торцовых уплотнений на сальниковые. Насос и двигатель устанавливаются на общей фундаментной плите.
Передача крутящего момента от двигателя к насосу осуществляется с помощью упругой пластинчатой или упругой втулочно-пальцевой муфты.
Условия эксплуатации
Насосы и агрегаты ДН изготавливаются во взрывозащищенном исполнении для работы во взрывоопасных зонах класса В-1г согласно «ПУЭ», для перекачивания жидкостей, пары которых образуют с воздухом взрывоопасные смеси категории IIA, IIB группы Т3 по ГОСТ 12.1.011. Климатическое исполнение У (при нижнем значении температуры окружающей среды -40oС), категория размещения 2 (для эксплуатации под навесом) по ГОСТ 15150.
Пример условного обозначения насоса: ДН ХХХ-ХХ
Д – насос двухстороннего входа
Н – нефтяной
номинальная подача, м3/ч
напор при номинальной подаче, м
Насосы вихревые консольные типа ВК,ВКС - вихревые, одноступенчатые, горизонтальные, консольные. В корпусе и крышке насоса выполнена рабочая камера проточной части, представляющая собой кольцевой канал, сообщающийся с входным и выходным патрубками насоса. Перемещение жидкой среды по кольцевому каналу и придание ей необходимой энергии осуществляется рабочим колесом, представляющим собой диск с радиальными лопатками.

Насос вихревой типа «ВКС»
Насосы вихревые ВКС предназначенные для перекачивания нейтральных, слабоагрессивных, вредных, и взрывоопасных жидкостей.
Насосы ВКС - самовсасывающие насосы. Для обеспечения самовсасывания на напорном патрубке насосов устанавливается колпак-расширитель, который позволяет предварительно залитому насосу ВКС откачать воздух из всасывающего трубопровода.
Условное обозначение насоса ВКС, где ВК – тип насоса (вихревой консольный),
С – самовсасывающий
Устройство и принцип работы
Насосы ВКС – вихревые, одноступенчатые, горизонтальные, консольные.
Перемещение жидкой среды по кольцевому каналу и придание ей необходимой энергии осуществляется рабочим колесом, которое представляет собой диск с радиально расположенными лопатками.
Рабочая камера проточной части насоса выполнена в корпусе и крышке корпуса и представляет собой кольцевой канал, сообщающийся с входным и выходным патрубками насоса. Всасывающая и направляющая часть канала разделены перемычкой (отсекателем). Рабочее колесо, закреплено на валу шпонкой и имеет возможность свободного перемещения в осевом направлении. Имеющиеся в диске отверстия позволяют разгрузить рабочее колесо от осевых сил.
Вал насоса вращается в двух шарикоподшипниковых опорах, установленных в кронштейне насоса. Для предотвращения протечек в окружающую среду в корпусе устанавливается двойное или одинарное торцовое уплотнение.
В корпусе двойного уплотнения расположены два отверстия М12х1,5-7Ндля подвода и отвода затворной жидкости к двойному торцовому уплотнению, которая также служит для охлаждения или обогрева уплотнения.
Для обеспечения самовсасывания насосы типа "ВКС" снабжены колпаком напорным устанавливаемом на отводящем патрубке. В колпаке, благодаря разности удельных весов, происходит разделение воздуха и перекачиваемой жидкости. Из колпака воздух перемещается в отводящую линию, а жидкость возвращается в насос. Этот процесс продолжается до полного заполнения подводящей линии перекачиваемой жидкостью.

Неисправности центробежных насосов.

Перед началом работы насоса его необходимо полностью заполнить перекачивающей жидкостью и спустить воздух через воздухоспускное устройство. Если в корпусе останется воздух, то может полностью отсутствовать напор на подающем трубопроводе, или же будет слабый напор сопровождающийся шумами при работе.
Уменьшение номинального напора насоса может быть вызвана засорением всасывающего трубопровода, сетчатого фильтра или лопастей рабочего колеса. Что бы предотвратить засорение лопастей, на всасывающем трубопроводе необходимо устанавливать фильтры грубой очистки.
Правильно заполненный насос может не достигать номинальной подачи если общая высота напора не совпадает с параметрами насоса. Для проверки напора устанавливаются манометры на всасывающем и напорном трубопроводах. Если напора недостаточно для преодоления необходимой высоты, нужно увеличить либо частоту вращения вала, либо установить большее рабочее колесо. Если же наоборот подача больше высоты напора, то на валу насоса увеличивается мощность, что приводит к перегрузке двигателя. Что бы этого избежать, необходимо отрегулировать режим работы задвижкой на напорном трубопроводе.
Направление движения вала насоса должно соответствовать заданному. В противном случае насос может выйти из строя в результате заклинивания вала рабочего колеса, что в свою очередь приведет к повреждению корпуса. Для предотвращения раскручивания вала в обратную сторону на напорном трубопроводе устанавливается обратный клапан.
Увеличение максимально допустимой высоты всасывания является распространенной причиной поломки насосов. Это приводит к вероятности разрыва потока, вызывает явление кавитации, а так же существенно уменьшает мощность. Максимальная высота всасывания зависит от температуры температуры жидкости, ее скорости во всасывающем трубопроводе а так же от сопротивления на отводах и потерь на трение. При увеличении температуры перекачиваемой жидкости максимальная высота всасывания уменьшается, так как возрастает давление парообразования. Потери на трение можно сократить сделав всасывающий трубопровод как можно большим диаметром и небольшой длины с минимально необходимым количеством запорной арматуры. Так же необходимо регулярно чистить сетку фильтра, так как скопившаяся в нем грязь значительно увеличивает потери мощности.
Установка насоса с завышенным напором приводит к его не надежной работе, так как допустимая высота всасывания будет сильно превышена из-за большой подачи.
При возникновении высокого давления парообразования на всасывающем трубопроводе, следует обеспечить подпор, который так же будет перекрывать потери на трение. Минимальная высота подпора обычно определяется изготовителем и указывается в технических характеристиках насоса. Что бы обеспечить бесперебойную работу насоса, необходимо выдерживать требуемую высоту подпора, которая зависит от температуры перекачиваемой жидкости и подачи насоса. Если жидкость перекачивается из закрытого резервуара, то высоту подпора можно обеспечить путем повышения давления в нем.
При большой длине всасывающего трубопровода, его необходимо прокладывать с уклоном в сторону насоса, что бы предотвратить попадание в него воздуха. При заборе жидкости из резервуара, всасывающий патрубок должен быть погружен в нее не менее чем на 0,8 м.
После насоса на напорном трубопроводе обязательно ставится запирающая задвижка, так как включение и выключение циркуляционного насоса производится при закрытом напорном трубопроводе. Если напор превышает 10 - 15м, то между задвижкой и насосом устанавливается обратный клапан. Он предотвращает обратное движение жидкости через насос во время аварийной остановки (например, отключение электроэнергии). Так же отсутствие обратного клапана может привести к обратному вращению вала насоса при кратковременном перебое электроэнергии.
Несвоевременное обслуживание сальников может послужить причиной поломки центробежного насоса. Причинами повреждения сальниковой набивки являются неравномерность вращения и биение рабочего вала. Подтягивать буксу сальника выполняют с таким усилием, что бы из под нее немного прокапывала вода. Таким образом сухое трение сальниковой набивки, и обеспечивается ее охлаждение. Сильная затяжка сальника приводит к возникновению сухого трения, вследствие чего уменьшается долговечность втулки, а так же при возникновении сильного местного нагрева она может разрушиться.
При замене сальниковой набивки необходимо менять все уплотнительные кольца, так как в процессе эксплуатации сальниковая набивка становится сухой и твердой и перестает выполнять свои функции. Нельзя забивать набивку молотком, так как она теряет свою работоспособность из-за потери упругости.
Работоспособность и долговечность торцевых уплотнений во многом зависит от спокойной работы вала. При биениях или неравномерной работе уплотнительные поверхности интенсивно изнашиваются и преждевременно теряют свои свойства.
Долговечность сальников и подшипников сильно зависит от правильной центровки вала приводного двигателя и насоса. Упругие муфты, которые применяются для соединения двигателя с насосом, передают только крутящий момент и не компенсируют погрешности монтажа, поэтому соосность валов двигателя и насоса должны быть безупречны.
Трубопроводы, присоединяемые к насосу, не должны создавать чрезмерные напряжения на корпус насоса, иначе это может привести к повреждению корпуса, создавать вибрацию вала, задевание рабочих колес за уплотнения, разрушение муфтового соединения.

Неисправность
Причина
Способ устранения

Насос не подает жидкость после пуска
Неправильная заливка насоса
Повторно залить насос, при этом удалить воздух


Недостаточная частота вращения рабочего колеса
Увеличить частоту вращения двигателя


Открыт воздухосборник на корпусе насоса
Закрыть воздухосбросник


Не плотности или засоры в приемном клапане
Очистить и проверить работу клапана


Ослаблен сальник
Подтянуть сальник или заменить набивку

Не достигается требуемая подача насоса
Недостаточная частота вращения рабочего колеса
Увеличить частоту вращения двигателя


Рабочее колесо вращается в обратную сторону
Проверить направление вращения, при необходимости поменять полярность электропривода


Слишком высокое сопротивление системы
Повысить частоту вращения, если при электроприводе это невозможно, необходимо установить колесо большего размера или добавить ступень в насосе


Засор всасывающего трубопровода
Проверить и очистить всасывающий трубопровод и приемный клапан; при необходимости разобрать насос и прочистить рабочее колесо


Недостаточная заливка или завоздушивание насоса или трубопровода
Повторно залить насос и тщательно удалить воздух


Недостаточный подпор
Проверить уровень в приемном резервуаре, при необходимости повысить в нем давление


Завышена высота всасывания
Проверить уровень жидкости в приемном резервуаре, а так же открытие приемного клапана, почистить сетку фильтра и всасывающий трубопровод


Подсос воздуха через сальник
Произвести подтяжку сальников или заменить их новыми, увеличить давление запирающейся жидкости


Изношена проточная часть
Заменить изношенные детали

Потребляемая мощность завышена
Сопротивление  системы меньше чем предусмотрено технических условиях на изготовление
На напорном трубопроводе прикрыть задвижки до достижения давления предусмотренного ТУ


Плотность перекачиваемой жидкости выше оговоренной в ТУ
Установить более мощный двигатель

Давление на выходе насоса завышено
Завышена частота вращения
Уменьшить частоту вращения, если это не возможно то произвести подрезку и смещение рабочего колеса


Подпор на входе больше требуемого
Проверить и восстановить необходимый подпор, если это невозможно подрезать рабочее колесо или уменьшить число ступеней

Насос прекращает подачу
Всасывающий трубопровод или сальник имеет неплотности, из-за чего в насос подпадает воздух, приводящий к разрыву сплошности потока
Проверить целостность трубопровода, подтянуть или заменить сальники, проверить давление и подвод запирающей жидкости


В приемном резервуаре низкий уровень воды
Остановить насос и восстановить уровень воды


Засор всасывающего трубопровода и приемного клапана
Разобрать и очистить клапан и всасывающий трубопровод

Неплотности в соединениях корпуса насоса
Неправильная затяжка стяжных шпилек
Остановить насос, дождаться его полного остывания и перезатянуть шпильки


Повреждения уплотнений
Если затяжка не помогает, установить новые уплотнения, сменить набивку сальника, учитывая требования чертежа; в торцовых уплотнениях проверить уплотняющие поверхности, при необходимости заменить

Неплотности в сальнике
Неправильна произведена набивка сальника или же он износился



Защитная втулка имеет риски из-за сильной затяжки сальника или естественного износа
Заменить или прошлифовать втулку, сменить набивку сальника


Биение вала под сальником
Проверить и при необходимости заменить подшипники, проверить биение вала при зажатых рабочих колесах

Сильно греются подшипники
Плохое центрирование вала рабочего колеса с насосом
Произвести центровку

Повышенный шум при работе насоса
Напряжения в трубопроводе передаются на насос
Изменить крепление трубопроводов, что бы при креплении их к насосу не создавалось излишних напряжений, произвести центровку насоса


Плохое крепление к фундаменту
Проверить затяжку болтов крепления


Недостаточная смазка
Проверить качество масла, при необходимости долить или заменить его


Недостаточно консистентной смазки
Добавить смазку, при необходимости заменить ее


Наличие воздуха в насосе
Остановить насос и повторно произвести его заливку


Слишком велика подача или очень мал напор
Задвижкой отрегулировать работу насоса до исчезновения шума

Подготовка насоса к ремонту

Перед началом производства ремонтных работ насоса оператор НПС совместно с дежурным персоналом обязан:
- отключить электродвигатель насосного агрегата. Для этого отключить выключатель электродвигателя насоса, отключить цепи оперативного управления выключателем, выкатить выключатель в ремонтное положение, вывесить плакаты «Не включать! Работают люди!».
- закрыть вентили подачи масла и воды (охлаждения электродвигателя). После закрытия вывешиваются плакаты «Не открывать! Работают люди!».
- закрыть приемную и выкидную задвижки. Для этого дается команда на закрытие приемной и выкидной задвижек. После закрытия задвижек необходимо визуально убедиться, что задвижки находятся в закрытом состоянии.
- выполнить мероприятия исключающие возможность открытия приемной и выкидной задвижек, а так же насосного агрегата. Для этого отключить автоматы питания электродвигателей приводов; выполнить видимый разрыв, отсоединив кабели питания электродвигателя агрегата и электродвигателей задвижек;
- снять предохранители в цепях управления задвижек;
- вывесить запрещающие плакаты «Не открывать! Работают люди!»;
- перевести управление электроприводов задвижек приема и управления на ручное управление, проверить полное закрытие задвижек дожатием вручную;
- на штурвалы задвижек вывесить плакаты «Не открывать! Работают люди!»;
- обеспечить наличие механической блокировки против случайного открывания;
- отключить питание стойки контроля и управления выводимого в ремонт насосного агрегата. Вывесить плакат «Не включать! Работают люди!».
При использовании микропроцессорной системы автоматики агрегат переводится в ремонтный режим, при этом подается команда на закрытие агрегатных задвижек, блокируются команды включения электродвигателя и открытие задвижек. На кнопках дистанционного управления агрегатом и задвижках на МДП вывесить плакаты «Не включать! Работают люди!». Выполнить опорожнение насоса, для этого:
- сбросить давление через воздушный вентиль;
- убедиться в герметичности закрытия задвижек, наблюдая показания манометра в течении 10 минут;
- через дренажные задвижки освободить насос от нефти;
- закрыть дренажные задвижки и проверить полноту их закрытия обтягиванием вручную;
- на штурвалы дренажных задвижек вывесить плакаты «Не открывать! Работают люди!».
Пред началом ремонтных работ демонтировать датчики КИП насоса.
На период вскрытия полости насоса его зачистки отключить защиту по загазованности.


Ремонт насоса типа НМ

При операциях по разборке/сборке насоса следить за состоянием посадочных и уплотнительных поверхностей, тщательно оберегать их от забоин и повреждений. Сборочные единицы и детали, снятые с насоса, протирать насухо и класть их на подстилку из плотного картона или древесины. При разборке помечать взаимное расположение одинаковых деталей, менять их местами запрещается. Сборочные операции с деталями из не ржавеющей стали, требуют соблюдения строжайшей чистоты во избежание заеданий деталей по посадкам. При замене деталей запчастями необходимо проверять соответствие заменяемой и новой детали по посадочным поверхностям и местам сопряжений.
Разборка насоса. Снять ограждение муфты, разъединить соединительную муфту.
Проверить центровку насоса с двигателем. При расцентровке проверить наличие усилий со стороны трубопроводов на патрубки насоса.
Разборку насоса производится в следующем порядке:
- снять кожухи уплотнений;
- снять торцовую крышку опорно-упорного подшипника;
- снять крышки подшипников, вынуть вкладыши;
- снять гайки нажимных фланцев торцовых уплотнений;
- отодвинуть фланцы и вынуть разъемные кольца;
- свинтить все колпачковые гайки по разъему корпуса;
- поднять крышку насоса, «подрыв» крышки производить отжимными винтами;
- снять ротор и установить его на козлы;
- снять втулку зубчатой муфты;
- снять с помощью приспособления подшипники качения.
Дальнейшая разборка ротора и корпуса пояснений не требует, и при необходимости разборку производить согласно сборочным чертежам. Все детали и сборочные единицы, снятые с насоса промыть и вытереть насухо. Обработанные неокрашенные поверхности необходимо смазать антикоррозийной смазкой.
При разборке сборочных единиц следить за состоянием посадочных и уплотнительных поверхностей, не допускать на них забоин, царапин и других повреждений.
Сборочные единицы и детали, снятые с насоса, протереть насухо и уложить на подстилки из плотного картона или дерева.
Перед сборкой насоса очистить, и протереть все детали. Дефектные детали отремонтировать или заменить на новые. При изготовлении деталей на месте эксплуатации допускается замена материалов, указанных в чертежах, материалами других марок, не ухудшающих качества и надежности. Подготовить необходимые прокладки, резиновые кольца. Вторичное использование уплотнительных деталей не допускается. Перед установкой деталей на место проверить отсутствие на них забоин, заусенцев и рисок. При необходимости поврежденные места пришабриваются или притираются. Для предотвращения заедания, при сборке насоса, смазать тонким слоем пасты ВНИИНП-232 по ГОСТ 14068 все посадочные диаметры и резьбы вала, боковые стенки шпонок и шпоночных пазов, уплотнительные поверхности рабочих колес, втулок ротора, которые образуют с деталями насоса дросселирующие щели.
Сборка производится в следующем порядке:
- собрать ротор предварительно надев на него втулки, нажимные фланцы, торцовые уплотнения, маслоотражатели, смазочные и уплотнительные кольца подшипников;
- установить на вал пластинчатую полумуфту и подшипники качения с дистанционным кольцом;
- установить ротор в корпус насоса;
- застопорить уплотнительные кольца и втулки от проворота шпонками;
- завести в корпуса подшипников нижние половины вкладышей;
- установить нажимные фланцы с разъемными кольцами на шпильки в корпусе насоса. При этом проконтролировать все размеры согласно сборочному чертежу насоса;
- проверить центральное положение рабочего колеса относительно спирали корпуса;
-установить маслоотражатели, выдержав зазоры согласно сборочному чертежу, завернуть винты.
Если в результате замены деталей насоса или перезаливки (замене) вкладышей нарушена центровка ротора со статором, необходимо произвести перецентровку. Для этого вынуть конические штифты, фиксирующие положение корпусов подшипников и произвести центровку путем одновременного перемещения нижних половин обоих корпусов подшипников с помощью отжимных винтов. При этом гайки, крепящие корпуса подшипников, должны быть отпущены так, чтобы щуп 0,03 мм между сопрягаемыми деталями «закусывал».
Радиальные зазоры уплотнений ротора должны соответствовать указанным в приложении паспорта завода-изготовителя.
Провернуть ротор от руки. Вращение должно быть свободным, без заедания.
Установить верхние половины вкладышей.
Проверить прилегание шеек вала к вкладышам (60-80о) и зазоры (согласно приложения паспорта завода-изготовителя);
Установить крышки подшипников скольжения (зазор между крышкой и корпусом подшипника не допускается).
Установить торцовую крышку РУП и прокрутить ротор. Вращение должно быть свободным, без заеданий и при тормаживаний.
Положить паронитовую прокладку на разъем насоса, установить крышку насоса на корпус и произвести обтяжку шпилек разъема в 4-5 приемов. Момент затяжки – 400 кгс/м.
Закрепить нажимные фланцы торцевых уплотнений.
Прокрутить ротор. Убедиться в отсутствии заеданий при вращении ротора.
Проверить с помощью центровочного приспособления центровку агрегата. При необходимости подцентровать двигатель к насосу. Соединить насос и двигатель пластинчатой муфтой и закрыть её ограждением.
Установить кожухи уплотнений.
Подсоединить к насосу контрольно – измерительные приборы, датчики и все трубопроводы.
Замена торцевых уплотнений может производится без снятия крышки насоса.
- снять кожухи уплотнений;
- снять торцовую крышку опорно-упорного подшипника;
- снять крышки подшипников, выньте вкладыши;
- снять втулку пластинчатой муфты и опорно – упорный подшипник;
- снять маслоотбойные кольца;
- снять гайки нажимных фланцев торцевых уплотнений, отодвиньте фланцы и выньте разъёмные кольца;
- установить на шпильке фланцы торцевых уплотнений;
- снять торцевые уплотнения;
- установить новые или отремонтированные торцовые уплотнения в обратном порядке.
Категорически запрещается:
- заменять операции, требующие применения специального инструмента, операциями, связанными с нанесениями ударов по деталям;
- наносить метки на посадочных, уплотняющих и стыковочных поверхностях;
- вносить изменения в конструкцию агрегата не предусмотренные заводом-изготовителем.

Особенности ремонта шестеренных насосов типа Ш-40

Возможные неисправности в насосе, признаки, причины и способы их устранения изложены в таблице.
Наименование
неисправности,
внешнее проявление и дополнительные признаки
Вероятная причина
Способ устранения

Насос не подает
жидкость
1) Насос не залит перекачиваемой жидкостью;
2) во всасывающую полость
насоса проникает воздух.
1) Залить жидкость в насос и всасывающий трубопровод;
2) проверить герметичность всасывающей линии
и фланцевых соединений.
Устранить дефекты.

Пульсирующая
подача перекачиваемой жидкости.
Стрелка манометра резко колеблется.
1) Высота всасывания больше 5 м;
2) на всасывающей линии имеются неплотности. Воздух проникает во всасывающую полость насоса;
3) неправильно отрегулирован предохранительный клапан. Сопротивление в нагнетательной линии больше давления перепуска;
4) насос перекачивает жидкость большей вязкости. Показания мановакуумметра больше 5м.
1)Уменьшить высоту всасывания;
2) проверить герметичность всасывающей линии и устранить дефекты;


3)отрегулировать предохранительный клапан. Уменьшить сопротивление
в нагнетательной линии,
проверить запорную арматуру;
4) уменьшить вязкость
жидкости путем ее подогрева.

Наблюдается
течь жидкости через торцовое уплотнение
более 10 * 10-6 м3/ч (0,01л/ч).
1) Негерметичность уплотнения. Отвернулись гайки;
2) пружина сальника не создает необходимого усилия;
3) уплотняющее кольцо имеет износ выше допустимого;
4) между трущимися поверхностями подпятника и пяты попали абразивные частицы. Произошел задир трущихся
поверхностей.
1) Завернуть гайки;


2) заменить пружину;


3) заменить кольцо;


4) разобрать торцовое уплотнение и притереть
трущиеся поверхности
подпятника и пяты или заменить их.

Повышенная
вибрация насоса.
Нарушена соосность валов насоса и электродвигателя.
Величина радиального смещения и перекоса осей валов насоса и электродвигателя более предусмотренного
Произвести центровку валов насоса и электродвигателя.

Потребляемая
мощность насоса
выше нормы.
1) Завышено давление насоса;
2) насос перекачивает жидкость большей вязкости.
1) Уменьшить давление;

2) уменьшить вязкость
жидкости путем ее подогрева.


Разборка агрегата

Разборку электронасосного агрегата производить в следующей последовательности:
- отключить электродвигатель от сети и закрыть напорный и всасывающий вентили;
- отсоединить измерительные приборы, всасывающий и напорный трубопроводы;
- вывинтить болты, крепящие насос к плите (раме), вынуть звездочку муфты, снять полумуфту насоса и вынуть шпонку.
Разборка насоса
Разборку торцового уплотнения производить в следующем порядке:
- отвернуть гайки;
- снять фланец сальника с прокладкой и вынуть из его расточки кольцо;
- снять с вала насоса подпятник со штифтом, пяту и резиновое кольцо, кольцо упорное и пружину сальника.
Разборку предохранительного клапана произвести без съема насоса с плиты (рамы) в следующей последовательности:
- вывинтить колпачок и снять прокладку;
- отвернуть гайку и вывернуть на несколько оборотов регулировочный винт;
- вывинтить крышку клапана с регулировочным винтом, прокладкой и наконечником;
- вынуть из полости клапана пружину, клапан с резиновым кольцом.
Окончательную разборку насоса производить в такой последовательности:
- отвернуть гайки;
- при помощи отжимных винтов снять переднюю и заднюю крышки;
- снять подшипники, вставки и прокладки;
- вынуть из расточки корпуса роторы.
Сборка насоса
Перед сборкой необходимо предварительно промыть и осмотреть все детали насоса. Дефектные детали заменить. Сборку насоса производить в следующей последовательности:
- вставить в расточки корпуса роторы, поставить прокладки;
- надеть на роторы вставки и подшипники;
- прикрутить гайками переднюю и заднюю крышки;
Собрать торцовое уплотнение в следующем порядке:
- надеть на ведущий вал насоса пружину сальника, кольцо упорное, резиновое кольцо с пятой, подпятник со штифтом и с резиновым кольцом;
- поставить прокладку и фланец сальника, закрутить шпильки, надеть шайбы и закрепить гайками;
Сборку предохранительного клапана производить в следующей последовательности:
- вставить клапан с резиновым кольцом, пружину;
- закрутить регулировочный винт в крышку клапана и поставить наконечник, всё вместе завернуть в корпус, предварительно поставив прокладку, при этом регулировочный винт установить в положение минимального сжатия пружины.
Регулировку предохранительного клапана следует производить в таком порядке:
- включить насос в работу и убедиться по приборам, что насос перекачивает жидкость;
- постепенно перекрыть задвижку на напорном трубопроводе, при этом следует следить за показаниями манометра. Показание манометра должно соответствовать давлению полного перепуска, указанному в таблице, при полностью закрытом вентиле.
Регулирование клапана осуществляется за счет изменения рабочей длины пружины, путем завинчивания (вывинчивания) регулировочного винта;
- завернуть гайку, поставить прокладку и завинтить колпачок.
После сборки насоса необходимо проверить вращение роторов.
Проверить соосность валов насоса и электродвигателя.
Радиальное смещение осей валов насоса и электродвигателя не должно превышать 0,1 мм, перекос осей не должен быть более 0,15 мм на длине 100 мм.

Испытания насосов после окончания ремонтных работ

Магистральные и подпорные насосные агрегаты выводятся в ремонт в соответствие с графиком ТО и ПР, утвержденным главным инженером РНУ.
Магистральные и подпорные насосы передаются ремонтному персоналу актом сдачи (вывода) оборудования в ремонт.
Магистральные и подпорные насосы после проведения текущего, среднего и капитального ремонта подвергается гидравлическому испытанию давлением 1,25Рраб, где Рраб. - максимально разрешенное рабочее давление в коллекторе насосного агрегата. По окончании гидравлического испытания ответственным исполнителем производителя ремонта и представителем ЛПДС (НПС) подписывается протокол наладки насоса, после чего НПС (ЛПДС) направляет сообщение НУ об окончании ремонта насосного агрегата и запрос на испытание (обкатку). После получения разрешения производится испытание (обкатка) в рабочем режиме:
- после текущего ремонта - в течение 8 часов;
- после среднего ремонта - в течение 72 часов;
- после капитального ремонта - в течение 72 часов;
При проведении испытаний (обкатки) производится контроль следующих параметров работы насоса и проверка их соответствия параметрам, указанным в эксплуатационной документации завода изготовителя и НТД ОАО «АК «Транснефть»:
- температуры подшипников (на 150 ниже аварийной максимальной температуры подшипника насоса, устанавливаемой заводом изготовителем, но не более 700);
- температуры масла ( в пределах 25-550єС);
- давления масла (согласно эксплуатационной документации завода изготовителя, но не менее 0,3 кг/смІ);
- уровня вибрации подшипниковых узлов (согласно уставок, не более 7,1 мм/сек);
- утечек торцевых уплотнений (не более 0,3 10 мі/час);
- подачи и давления насоса и их соответствие базовым характеристикам, определенным на установившихся рабочих режимах нефтепровода в соответствии с паспортными характеристиками Q-H завода-изготовителя в пересчете на нефть.
Положительным результатом обкатки насоса считается стабильность и отсутствие превышения значений контролируемых параметров.
При положительных результатах обкатки насос в составе насосного агрегата выводится в резерв или при необходимости в работу, и оформляются актом приемки оборудования из ремонта.

Тема 6. Трубопроводная арматура: задвижки, обратные клапаны, вентили, краны. Устройство, техническое обслуживание и ремонт.

Общие сведения
Трубопроводная арматура является неотъемлемой частью любого трубопровода. Под трубопроводной арматурой понимаются устройства, предназначенные для управления потоками рабочей среды, транспортируемой по трубопроводам, т.е. это устройства, которые предназначены для отключения, распределения, регулирования, смешивания или сброса транспортируемых веществ. От надежной работы арматуры в значительной степени зависит надежность работы трубопровода, поэтому выбор арматуры для обслуживания трубопроводов должен производиться тщательно, с учетом ее назначения и условий работы. В процессе эксплуатации должны быть обеспечены своевременное и качественное техническое обслуживание и текущий ремонт арматуры.
К арматуре, устанавливаемой на нефтепроводах, предъявляется ряд требований, основными из которых являются: прочность, долговечность, безотказность, герметичность, транспортабельность, ремонтнопригодность, готовность к выполнению цикла срабатывания (открытие, закрытие) после длительного периода нахождения в открытом или закрытом положении.
Прочность арматуры обеспечивается изготовлением деталей из соответствующих конструкционных материалов. Наиболее важной является прочность корпусных деталей, поломка которых по своим последствиям особенно опасна. Требуемая прочность диктуется в основном рабочим давлением и температурой. Рабочие давления и температуры практически могут иметь любые значения из довольно широких диапазонов в зависимости от конкретных технологических процессов.
Долговечность арматуры в зависимости от условий ее работы может ограничиваться различными факторами. Ресурс могут определять износ деталей, коррозия материала, эрозия деталей рабочего органа, старение резиновых или пластмассовых деталей.
Безотказность арматуры сохраняется при правильной ее эксплуатации и тщательном техническом обслуживании, если конструкция и материал деталей выбраны правильно и соответствуют условиям работы. Наибольшее число отказов возникает в рабочем органе арматуры в результате коррозии, эрозии, замерзании воды и вибрации.
Арматура считается герметичной при следующих условиях: при закрытом рабочем органе рабочая среда не проходит из одной части в другую, отделенную арматурой; отсутствуют протечки через сальниковый узел, фланцевые и другие разъемные соединения; металл корпусных деталей имеет плотную структуру, отсутствуют пористые участки, раковины, трещины, через которые могла бы просочиться рабочая среда в окружающую атмосферу.
Герметичность запорного органа арматуры обеспечивается тщательной пригонкой и притиркой уплотнительных колец. Герметичность сальника достигается тщательной обработкой (полировкой) сальникового участка шпинделя, сохранением упругости сальниковой набивки и соответствующей ее затяжкой шпильками или болтами, использованием манжет, резиновых колец круглого сечения. Чтобы фланцевые соединения сохраняли герметичность, необходимо выбрать соответствующие размеры и материал прокладки и создать постоянную и равномерную затяжку фланцев.
Требование к арматуре по готовности к открытию без затруднений после длительного пребывания в закрытом положении (и наоборот – к закрытию) вызывается тем, что во многих случаях запорная и предохранительная арматура должна срабатывать редко и при этом возникают благоприятные условия для «прикипания» уплотнительных поверхностей затвора и седла друг к другу, а для их разделения или перемещения требуется приложить значительное усилие. Для обеспечения безотказной работы изделий необходимо в объем работ по техническому обслуживанию включать периодическое выполнение цикла «открыто – закрыто», чтобы удостовериться в работоспособности арматуры. В ряде случаев применяются, например, краны и задвижки со смазкой уплотнительных поверхностей деталей запорного органа. Наиболее благоприятные условия для работы арматуры создают масла, поскольку их вязкость позволяет снизить требование к герметичности запорного органа, а смазывающие свойства снижают силы трения в запорном органе и сальнике. Коррозионное воздействие масел на металл незначительно.
При выборе арматуры, в состав которой входит электрооборудование, необходимо учитывать возможную взрывоопасность нефти и нефтепродуктов. В особых случаях целесообразно применение арматуры с пневмо- или гидроприводом. не содержащей электрических устройств.
Арматура на нефте- и продуктопроводах работает в условиях, когда через ее полости перемещается жидкая нефть или нефтепродукт, физические и химические свойства которых оказывают влияние на параметры надежности ее работы (долговечность, безотказность). Условия эксплуатации арматуры в этих условиях определяются не только параметрами рабочей среды (давление, температура), но также ее текучестью и коррозионной активностью. Текучесть среды зависит от температуры, т.к. с понижением температуры в нефти возрастает количество кристаллов парафина, которые снижают текучесть и забивают фильтры, трубопроводы и арматуру. Коррозионное воздействие нефти и нефтепродуктов на детали арматуры вызывается содержанием в них кислот, воды и серы. С повышением кислотности перекачиваемого продукта усиливается коррозионное воздействие на металл деталей арматуры и ускоряет ее износ.

Классификация трубопроводной арматуры
Трубопроводная арматура классифицируется по различным признакам:
I – по назначению трубопроводную арматуру подразделяют на:
- запорную – для перекрытия потока транспортируемого вещества (задвижки, вентили, краны);
- регулирующую – для регулирования параметров (расхода, давления) транспортируемого вещества (регулирующие вентили, краны и клапаны, регуляторы давления);
- предохранительную – для предохранения технологического оборудования и трубопроводов от недопустимого повышения давления (предохранительные, пропускные клапаны, а также разрывные мембраны);
- контрольную, определяющую уровень рабочей среды;
- обратная арматура - защитная арматура, предназначенная для автоматического предотвращения обратного потока рабочей среды;
- предназначенную для исключения движения среды в обратном направлении;
- прочую, предназначенную для различных конкретных операций (отвод конденсата, выпуск воздуха из трубопровода и впуск воздуха в него, приемо-раздаточные операции, выпуск подтоварной воды из резервуаров и т.п.).
II - по принципу действия арматура может быть:
- управляемой, рабочий цикл в которой выполняется по соответствующим командам в моменты, определяемые рабочими условиями или приборами, и с привлечением энергии от внешнего источника;
- автономной, рабочий цикл которой совершается рабочей средой без привлечения энергии каких-либо посторонних источников.
III - по способу управления арматура подразделяется на арматуру с ручным приводом, приводную и под дистанционное управление. Арматура с ручным приводом управляется вращением маховика или рукоятки, насаженных на шпиндель или ходовую гайку непосредственно или передающих движение через редуктор.
Приводная арматура снабжена приводом, который установлен непосредственно на ней. Привод может быть электрическим, электромагнитным, пневматическим, гидравлическим и пневмогидравлическим.
Арматура под дистанционное управление имеет управление от привода. который не устанавливается непосредственно на ней.
VI – в зависимости от области и условий применения трубопроводную арматуру подразделяют на две группы:
- общетехнического назначения, к которой относят арматуру, устанавливаемую на трубопроводах, по которым транспортируются неагрессивные и малоагрессивные вещества при низких или средних рабочих параметрах транспортируемой среды. Корпусные детали такой арматуры изготавливают из серого и ковкого чугуна, углеродистой или легированной стали;
- специального назначения для особых условий работы, устанавливаемую на трубопроводах с такими свойствами или параметрами, которые требуют применения легированных и высоколегированных сталей, бронзы, чугуна, обладающих высокой коррозионной стойкостью или жаропрочностью, защитных покрытий или неметаллических материалов.
V– по способу присоединения к трубопроводам арматура подразделяется на:
- приварную, имеющую патрубки под сварку с трубопроводом и применяемую для трубопроводов с повышенными требованиями к плотности соединения. Сварное соединение не требует никакого ухода и подтяжки, что очень важно для магистральных трубопроводов, где желателен минимум обслуживания. Сварное соединение дает большую экономию металла и снижает массу арматуры и трубопровода. Недостатком сварных соединений является сложность демонтажа и замены арматуры, так как для этого ее приходится вырезать из трубопровода;
- фланцевую, имеющую присоединительные патрубки с фланцами и применяемые для любых технологических трубопроводов. Преимущества фланцевого присоединения арматуры – возможность многократного монтажа и демонтажа на трубопроводе, хорошая герметизация стыков и удобство их подтяжки, большая прочность и применимость для очень широкого диапазона давлений и проходов. Недостатки фланцевого соединения – возможность ослабления затяжки и потеря герметичности со временем (особенно в условиях вибраций, изменения температур и давлений), повышенная трудоемкость сборки и разборки, большие габаритные размеры и масса;
- резьбовую, которая подразделяется на муфтовую, имеющую на присоединительных патрубках внутреннюю резьбу и цапковую – наружную. Муфтовое соединение используют обычно в литой арматуре. В связи с этим основная область применения муфтовых соединений – арматура низких и средних давлений. Для мелкой арматуры высоких давлений, которую изготовляют из поковок или проката, чаще всего применяют цапковое соединение с наружной резьбой под накидную гайку.
VI – по материалу, из которого изготовлены корпусные детали арматуры подразделяются на:
- арматуру из стали, которую используют для любых давлений и температур и изготовляют из углеродистой, легированной и высоколегированной сталей, а также с внутренними покрытиями коррозионно-стойкими материалами;
- арматуру из чугуна, которую не допускается применять для трубопроводов подверженных вибрации, работающих на растяжение, а также эксплуатируемых при резко переменном температурном режиме;
- арматуру из цветных металлов и сплавов и неметаллическую арматуру используют только в тех случаях, когда физико-химические свойства транспортируемого вещества не допускают использования арматуры из чугуна или стали.

Условные обозначение трубопроводной арматуры
В каталогах на арматуру, в номенклатуре арматурных заводов, в ведомостях для заказа арматуры и в прейскурантах применяют отраслевые условные обозначения. Шифр общепромышленной арматуры состоит из цифровых и буквенных знаков, включающих пять элементов, расположенных последовательно, например: 30ч925бр.
Первое двузначное (30) число обозначает тип арматуры (задвижка, запорный клапан, кран и т. д.) (см. таблицу 1).

Таблица 1 - Условные обозначения конструктивных типов арматуры
№ п/п
Тип арматуры
Условное обозначение

1
Кран пробно-спускной
10

2
Кран трубопроводный
11

3
Запорное устройство указателя уровня
12

4
Запорный клапан
13, 14, 15

5
Клапан обратный подъемный и приемный с сеткой
16

6
Клапан предохранительный
17

7
Обратный затвор
19

8
Регулятор давления
21

9
Клапан запорный и отсечной
22

10
Клапан регулирующий
25

11
Клапан смесительный
27

12
Задвижка
30,31

13
Затвор
32

14
Конденсатоотводчик
45


Первое буквенное обозначение (ч) указывает материал, из которого изготовлены корпусные детали арматуры (см. таблицу 2).
Цифры после букв указывают порядковый номер (25) модели (одна, две или три цифры), если в этих трех цифрах первая больше 2, она означает тип привода (9). Ручной привод, представляющий собой маховик или рукоятку, не отмечается (см. таблицу 3).
Буквы после второй группы цифр означают материал деталей уплотнения (бр) или вид внутреннего покрытия корпуса (см. таблицу 4). Если уплотнительные поверхности выполнены непосредственно в самом корпусе, обозначение их отсутствует или указываются буквы «бк» (без колец). Иногда после букв, обозначающих материал уплотнения, стоит еще одна цифра, обозначающая вариант конструктивного исполнения.
Например, шифр 15с22нж1 обозначает: 15 – Запорный клапан, с – корпус из углеродистой стали, 22 –порядковый номер модели (с ручным приводом маховиком), нж – с уплотнительными кольцами из нержавеющей стали, 1 – конструктивное исполнение 1.
Условное обозначение арматуры для нефтяной, нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности построены по другой системе. Здесь обычно сначала идет ряд букв, обозначающих сокращенное наименование арматуры, а затем цифры, указывающие условный диаметр и условное давление. Например, ЗКЛ2 – 1000 – 80, задвижка клиновая литая второй модификации ручного привода с условным диаметром 1000 мм и с условным давлением 80 кГс/см2; ЗКЛПЭ – 1000 – 80 – задвижка клиновая литая с электроприводом с условным диаметром 1000 мм и с условным давлением 80 кГс/см2;СППК4 - 150 – 16 – специальный полноподъемный пружинный клапан четвертой модификации с условным проходом 150 мм и с условным давлением 16 кГс/см2.

Таблица 2 - Условные обозначения материала корпуса арматуры
№ п/п
Материал корпуса
Условное обозначение

1
Углеродистая сталь
С

2
Легированная сталь
Лс

3
Коррозионностойкая (нержавеющая) сталь
Нж

4
Серый чугун
Ч

5
Ковкий чугун
Кч

6
Бронза, латунь
Б

7
Алюминий
А

8
Монель-металл
Мн

9
Пластмассы (кроме винипласта)
П

10
Винипласт
Вп

11
Керамика, фарфор
К

12
Титан
Тн

13
Стекло
Ск




Таблица 3 - Условное обозначение типа привода
№ п/п
Тип привода
Условное обозначение

1
Механический с червячной передачей
3

2
Механический с цилиндрической зубчатой передачей
4

3
Механический с конической передачей
5

4
Пневматический
6

5
Гидравлический
7

6
Электромагнитный
8

7
Электрический
9


Таблица 4 - Условные обозначения материала деталей уплотнения
Наименование
Обозначение

Клапан запорный

проходной
13 EMBED PBrush 1415

угловой
13 EMBED PBrush 1415

Клапан трехходовой
13 EMBED PBrush 1415

Клапан регулирующий

проходной
13 EMBED PBrush 1415

угловой
13 EMBED PBrush 1415

Кран

проходной
13 EMBED PBrush 1415

угловой
13 EMBED PBrush 1415

Кран трехходовой
13 EMBED PBrush 1415

Конденсатоотводчик
13 EMBED PBrush 1415

Задвижка
13 EMBED PBrush 1415


Условное давление и условные проходы трубопроводной арматуры
Условное давление Ру является единственным параметром для изготовляемой арматуры, гарантирующим ее прочность и учитывающим как рабочее давление, так и рабочую температуру. Условное давление соответствует допустимому рабочему для данного вида арматуры при нормальной температуре (200С). При повышении температуры механические свойства конструкционных материалов ухудшаются, поэтому для арматуры с высокой рабочей температурой допустимые рабочие давления ниже, чем условные. Это снижение зависит от материала деталей арматуры и температурной зависимости прочностных свойств этого материала. Чем выше рабочая температура, тем ниже максимальное рабочее давление при одном и том же значении условного давления.
До ввода в эксплуатацию арматуру необходимо испытать водой при температуре ниже 100 0С, на прочность и плотность материала – пробным давлением. Это давление нормировано ГОСТом. Для условных давлений до Ру = 200 кгс/см2 пробное давление Рпр = 1,5 Ру; при более высоких Ру превышение пробного давления над условным снижается до 25%.
Рабочей температурой считается наивысшая длительная температура перекачиваемой по трубопроводам среды.
Вторым основным параметром арматуры является диаметр условного прохода Ду (или Dу)- номинальное значение внутреннего диаметра трубопровода, для установки на который предназначена данная арматура. Различные типы арматуры при одном и том же условном проходе могут иметь разные проходные сечения (например, полнопроходной шаровой кран, конический кран с трапециевидным проходом. Не следует смешивать диаметр условного прохода с диаметром проходного сечения в арматуре, последний часто меньше Ду (арматура с сужением прохода) или больше Ду (затворы с кольцевым проходным сечением). В то же время условный проход арматуры не совпадает и с фактическим проходным диаметром трубопровода. Так, трубопровод из трубы размером 325х16 мм имеет фактический внутренний диаметр (без учета допусков) 293, а номинальный диаметр – 300 мм.
По размеру условного прохода различают арматуру малых проходов (Ду
· 40 мм), средних проходов (Ду = 50 – 250 мм) и больших проходов (Ду > 250 мм).
Задвижки
Запорная арматура предназначена только для полного перекрытия или открытия потока среды и может находиться только в полностью закрытом или открытом положении. К запорной арматуре относятся задвижки, запорный клапаны, краны, поворотные затворы.
Тип и назначение трубопровода, вид запорной арматуры и место ее установки в гидравлической системе определяют конкретные особенности эксплуатации арматуры, а также характер требований, предъявляемых к ней. Так, запорная арматура на линейной части магистральных нефтепроводов подавляющую часть времени своего функционирования находится в открытом положении, при этом через нее идет поток транспортируемой нефти. Такая арматура закрывается только тогда. когда надо отсечь тот или иной участок магистрали, например, для проведения ремонтных работ. При этом арматура должна обеспечивать полную герметичность. Основные требования к запорной арматуре линейной части нефтепроводов следующие: минимальное гидравлическое сопротивление; легкость закрытия после длительной эксплуатации в открытом положении; высокая герметичность в закрытом положении; долговечность, так как операция по замене такой арматуры может быть дороже самой арматуры; высокая надежность.
На технологических и вспомогательных трубопроводах НПС запорная арматура предназначена для оперативных переключений, а также для отключения отдельных участков и эксплуатируется очень интенсивно. Эта арматура за свой срок службы, который практически ниже срока службы арматуры линейной части, срабатывает большое число раз.
К задвижкам относятся запорные устройства, в которых запорный элемент при открытии и закрытии проходного сечения перемещается в направлении, перпендикулярном направлению движения потока транспортируемой среды. Запорный элемент в задвижке перемещается при помощи системы винт – гайка. Задвижки широко применяют для перекрытия потоков газообразных и жидких сред в трубопроводах диаметром Ду от 50 до 2000 мм при рабочих давлениях 4 – 200 кГс/см2 и температурных средах до 450 0С.
В сравнении с другими видами запорной арматуры задвижки имеют следующие преимущества: незначительное гидравлическое сопротивление при полностью открытом проходе (в 30 – 40 раз меньше, чем у запорных клапанов); отсутствие поворотов потока рабочей среды; возможность применения для перекрытия потоков среды большой вязкости; простота обслуживания; относительно небольшая строительная длина; возможность подачи среды в любом направлении. Малое гидравлическое сопротивление достигается тем, что при вращении шпинделя запорный элемент полностью выдвигается в верхнюю часть корпуса.
К недостаткам задвижек относится относительно большая высота, поэтому в тех случаях, когда затвор в соответствии с технологическим процессом большую часть времени должен быть закрыт, а открывается он редко, в целях экономии места при Ду
· 200 мм, как правило, применяют запорный клапан.
Задвижки могут быть полнопроходными и суженными, в последних диаметр отверстия уплотнительных колец меньше диаметра трубопровода. По форме запорного элемента задвижки подразделяются на клиновые и параллельные. В зависимости от конструкции системы винт – гайка и ее расположения (в среде или вне среды) задвижки могут быть с выдвижным и невыдвижным шпинделем.
Клиновые задвижки
Клиновые задвижки имеют затвор в виде плоского клина. В клиновых задвижках седла и их уплотнительные поверхности параллельны уплотнительным поверхностям затвора и расположены под некоторым углом к направлению перемещения затвора. Преимущества таких задвижек – повышенная герметичность прохода в закрытом положении, а также относительно небольшая величина усилия, необходимого для обеспечения уплотнения.
К недостаткам задвижек этого типа можно отнести необходимость применения направляющих для перемещения затвора, а также технологические трудности получения герметичности в затворе.
Все клиновые задвижки по конструкции затвора могут быть с цельным, упругим или составным клином.
Задвижки с цельным клином нашли широкое применение, так как их конструкция проста и, следовательно, имеет небольшую стоимость в изготовлении. Цельный клин представляет собой весьма жесткую конструкцию, достаточно надежен в рабочих условиях и может быть применен для перекрытия потоков при довольно больших перепадах давления на затворе.
Примером конструкции задвижки этого типа может служить задвижка с выдвижным (рисунок 1) или невыдвижным шпинделем.
Задвижка на рисунке 1 состоит из литого корпуса, в который ввинчены уплотнительные седла. Как правило, их изготавливают из легированных, износостойких сталей. Вместе с корпусом отлиты, а затем механически обработаны направляющие для фиксации направления перемещения клина. Клин имеет две кольцевые уплотнительные поверхности и шарнирно через сферическую опору подвешен к шпинделю. Верхняя крышка соединяется с корпусом посредством болтов или шпилек. Для центровки крышки по отношению к корпусу в ней имеется кольцевой выступ, который входит в проточку корпуса. Уплотнение между крышкой и корпусом обеспечивается прокладкой, которая закладывается в проточку корпуса. Для предотвращения перекосов шпинделя в верхнюю часть крышки запрессовывается направляющая втулка.


Рисунок 1. - Полнопроходная задвижка с цельным клином

1 – корпус; 2 – седло; 3 – направляющая движения клина; 4 – клин; 5 – шпиндель; 6 – верхняя крышка; 7 – шпилька; 8 – уплотнительная прокладка; 9 – направляющая втулка, 10 – сальник; 11 – нажимной фланец; 12 – бугель; 13 – ходовая гайка;
14 – маховик.

Существует также конструкция задвижки с цельным клином, но с невыдвижным шпинделем, там ходовая гайка закреплена в верхней части затвора. В гайку ввинчен шпиндель, жестко соединенный с маховиком. Система винт – гайка служит для преобразования вращательного движения маховика (при открытии или закрытии задвижки) в поступательное движение затвора
Задвижки с упругим клином. В них затвор представляет собой разрезанный клин, обе части которого связаны между собой упругим (пружинящим) элементом (упругим ребром), который позволяет уплотнительным поверхностям клина поворачиваться относительно друг друга на некоторый угол, что обеспечивает лучшее их прилегание к уплотнительным поверхностям седел. Эта особенность упругого клина исключает необходимость индивидуальной технологической подгонки уплотнения и уменьшает опасность заклинивания. Задвижки этого типа изготавливают как с выдвижным (см. рисунок 2), так и с невыдвижным шпинделем.
Конструкция затвора задвижек этого типа обеспечивает лучшее уплотнение прохода в закрытом положении без индивидуальной технологической подгонки. Под действием усилия прижатия, которое передается через шпиндель, в закрытом положении упругий элемент может изгибаться в пределах упругих деформаций, обеспечивая плотное прилегание обоих уплотнительных поверхностей клина и седел.


Рисунок 2 - Задвижка с упругим клином и выдвижным шпинделем

1 – седло; 2 – затвор; 3 – корпус; 4 – ходовая гайка; 5- уплотнительная прокладка; 6 – шпиндель; 7 – верхняя крышка; 8 – кольцевая прокладка; 9 – сальник; 10 – нажимная втулка; 11 – маховик.

В задвижках этого типа повышена надежность при высоких температурах (вследствие уменьшения опасности неравномерного теплового расширения, приводящего к заклиниванию затвора). Однако опасность заклинивания в закрытом положении полностью не устранена. Крупным недостатком задвижек этого типа является повышенный износ уплотнительных поверхностей клина и седел, так как они вступают во взаимный контакт значительно раньше, чем в задвижках с цельным клином.
Задвижки с составным клином. Применяются они тогда, когда требуется высокая степень герметичности прохода при закрытом положении затвора.
Затвор задвижки с составным клином состоит из двух дисков, между которыми размещен разжимной элемент, выполненный в виде грибка с шаровой поверхностью. Грибок упирается в подпятник, закрепленный на другом диске. Во избежание распада диски при открывании прохода размещают в обойме. Усилие от нажатия шпинделя передается при помощи внутреннего диска.
Часто встречаются конструкции без подпятника. При этом грибок (рисунок ) сферическим концом упирается во внутреннюю поверхность одного из дисков. Усилие от привода передается через обойму на внутренний диск. При движении шпинделя из открытого положения в закрытое диски не разжимаются и трение между седлами и затвором отсутствует. В момент касания нижних кромок дисков с седлами усилие привода передается на разжимной элемент и проход герметизируется. Выпускаемые промышленностью задвижки с составным клином имеют только выдвижной шпиндель.
Несмотря на сложность конструкции и, следовательно, высокую стоимость, а также нежесткий затвор, эти задвижки имеют явные преимущества перед другими типами задвижек: незначительный износ уплотнительных поверхностей затвора и седел; высокая герметизация прохода в закрытом положении; меньшее усилие привода, необходимое для закрытия задвижки.


Рисунок - Задвижка с составным клином.
1 – диски; 2 – уплотнительное кольцо; 3 – обойма; 4 – внутренний диск; 5 – грибок.

Несмотря на сложность конструкции и, следовательно, высокую стоимость, а также нежесткий затвор, эти задвижки имеют явные преимущества перед другими типами задвижек: незначительный износ уплотнительных поверхностей затвора и седел; высокая герметизация прохода в закрытом положении; меньшее усилие привода, необходимое для закрытия задвижки.
Отсутствие трения уплотнительных поверхностей на всем пути движения затвора позволяет в двухдисковых задвижках уплотнить проход с помощью эластичных колец, смонтированных на дисках затвора.

Шиберные задвижки.
В задвижках этого типа уплотнительные поверхности седел параллельны друг другу и расположены перпендикулярно к направлению потока рабочей среды. Затвор в этих задвижках обычно называют "диском", "шибером" или "ножом".
Преимуществами такой конструкции являются: простота изготовления затвора; легкость сборки, разборки и ремонта; отсутствие заедания затвора в полностью закрытом положении.
Шиберные задвижки по своей конструкции подразделяются на однодисковые и двухдисковые.
Однодисковые шиберные задвижки (см. рисунок ). В них затвор (шибер) выполнен в виде щита с кольцом, имеющим в нижней части отверстие, равное диаметру прохода, которое при закрытии задвижки смещается вниз. Проход перекрывается глухой частью шибера. Герметичность прохода обеспечивается прижатием затвора давлением среды к уплотнительным поверхностям седла со стороны низкого давления.



Рисунок Шиберная однодисковая задвижка.
1 – шибер; 2 – патрубок; 3 – корпус; 4 – узел крепления шпинделя и шибера; 5 – седло; 6 – шпилька; 7 – уплотнительное кольцо; 8 – прокладка; 9 – верхняя крышка; 10 - набивка сальника; 11 – нажимная планка; 12 – шпиндель; 13 – кожух; 14 – выходной элемент привода; 15 – стойка.

Основными недостатками шиберных задвижек являются: большой расход энергии на открытие и закрытие, вызванный тем, что на всем пути движения привод преодолевает трение между уплотнительными поверхностями седел и затвора; значительный износ уплотнительных поверхностей.
Не смотря на перечисленные недостатки шиберные задвижки достаточно легко обслуживаются и ремонтируются. Величина износа очень легко компенсируется при ремонте путем смещения (вывертывания) седел. Шиберные задвижки применяют в основном тогда когда не требуется высокая герметичность прохода.
Шиберные задвижки типа УК 19001 по ТУ 647 РК-05772090-032-97 предназначены для установки в качестве запорных устройств на линейной части магистральных нефтепроводов и на технологических трубопроводах НПС .
Конструкция шиберной задвижки предусматривает постоянное расчетное прижатие седла к шиберу с помощью специальных пружин, не зависящее от перепада давления на шибере. Шибер выполнен из углеродистой стали с покрытием, обеспечивающим надежность при работе в нефти. Конструкция задвижек обеспечивает возможность нагнетания герметизирующей смазки в сальниковый узел и замену сальника шпинделя без снижения рабочего давления в трубопроводе.
Корпус задвижки разгружен от избыточного давления, создаваемого тепловым расширением транспортируемой среды.
Надежность этих шиберных задвижек соответствует современным требованиям.
Выпускаются также двухдисковые параллельные задвижки, которые обеспечивают хорошее уплотнение в затворе в закрытом положении. Их применяют тогда когда требуется надежная герметизация прохода.
Двухдисковые параллельные задвижки бывают с выдвижным и невыдвижным шпинделем.
Задвижки с эластичным уплотнением затвора.
Сложность изготовления задвижек с металлическими уплотнительными поверхностями затворов, для которых требуется монтаж седел, притирка уплотнительных поверхностей затвора, обеспечение соосностей, высокая точность изготовления направляющих т. п., заставляет иногда при низких температурах транспортируемых сред и невысоких рабочих давлениях применять более простую и экономичную конструкцию задвижек с уплотнительными поверхностями затвора, изготовленными из эластичного уплотняющего материала – резины, фторопласта, пластмассы и др. В таких задвижках, как правило, седел нет. В качестве уплотнения используют механически обработанные поверхности корпуса. Затвор выполнен в виде двух дисков, подвешенных на резьбовой втулке. Диски облицованы эластичным материалом.
Задвижки с выдвижным и не выдвижным шпинделем.
Размещение системы винт – гайка в задвижке в идеальном случае должно было бы обеспечить одновременно ее компактность и легкий доступ к резьбовой паре для подачи смазки и проведения текущего ремонта без разборки.
С точки зрения компактности предпочтительнее размещать ходовую гайку непосредственно на затворе. При этом шпиндель совершает только вращательное движение и поэтому задвижка имеет минимальную высоту, определяемую только ходом затвора и длиной сальника. Такая конструкция задвижек получила название "задвижки с невыдвижным шпинделем".
Однако такое конструктивное решение имеет следующие недостатки: резьбовая пара находится непосредственно под воздействием рабочей среды; ухудшается работа сальника (вращательное движение шпинделя увеличивает износ сальниковой набивки); доступ для осмотра и ремонта системы винт – гайка затруднен (для ремонта пары требуется перекрывать трубопровод., спускать среду и разбирать задвижку).
Учитывая недостатки задвижек с невыдвижным шпинделем, стали применять конструкции, в которых ходовая гайка закреплена в маховике или непосредственно в приводе, т.е. вне рабочей полости корпуса. В этих конструкциях шпиндель совершает только поступательное движение и перемещается вместе с затвором, как бы выдвигаясь из задвижки. Поступательное движение шпинделя обеспечивает наилучший режим работы сальникового уплотнения. Конструкция позволяет заменять изношенную ходовую гайку, не демонтируя задвижку, а иногда и не останавливая технологический процесс. Тем не менее в конструкциях с выдвижным шпинделем имеются следующие недостатки: увеличение высоты задвижки (за счет выхода шпинделя); необходимость защищать резьбовую часть шпинделя от загрязнения. коррозии и механических повреждений
Вентили. Общая характеристика. Устройство и принцип работы. Классификация вентилей.

Запорные клапаны.
К запорным клапанам относят запорную арматуру с поступательным перемещением затвора в направлении, параллельном потоку транспортируемой среды. Затвор (золотник) перемещается при помощи системы винт – гайка. Запорный клапан применяют для перекрытия потоков транспортируемых сред в трубопроводах с Ду до 300 мм при рабочих давлених до 2500 кГс/см2 и температурах сред от – 200 до + 4500С.
Как правило, шпиндель запорного клапана совершает одновременно и вращательное и поступательное движение, т. к. его ходовая гайка жестко закреплена в верхней части бугельной стойки, что ухудшает работу сальникового уплотнения. Золотник по форме представляет собой тело вращения с плоским основанием, на котором закреплено уплотнительное кольцо, изготовленное из металла. резины или фторопласта. Золотник соединяется со шпинделем шарнирно и отрывается от седла без скольжения, благодаря чему исключается повреждение уплотнительных поверхностей.
По сравнению с другими видами запорной арматуры запорные клапаны имеют следующие преимущества: возможность работы при высоких перепадах давлений на золотнике и при больших величинах рабочих давлений; простота конструкции, обслуживания и ремонта в условиях эксплуатации; меньший ход золотника (по сравнению с задвижками), необходимый для полного перекрытия прохода; относительно небольшие габаритные размеры и масса при малых условных диаметрах; применение при высоких и сверхнизких температурах рабочей среды; герметичность перекрытия прохода; использование в качестве регулирующего устройства; установка на трубопроводе в любом положении (вертикальная, горизонтальная); исключение возможности возникновения гидравлического удара.
К недостаткам, общим для всех конструкций запорных клапанов, относятся: высокое гидравлическое сопротивление по сравнению с другими запорными устройствами; невозможность применения на потоках сильнозагрязненных сред, а также на средах с высокой вязкостью; большая строительная длина; подача среды только в одном направлении. определяемом конструкцией запорного клапана; большие габаритные размеры и масса и, следовательно. большую стоимость при условных проходах 250 мм и более.
Запорные клапаны классифицируют по нескольким признакам. По конструкции корпуса их подразделяют на проходные. прямоточные, угловые, и смесительные. По назначению их классифицируют на запорные, запорно-регулирующие и специальные. По конструкции затворов их подразделяются на тарельчатые, пробковые и диафрагмовые. По способу уплотнения шпинделя запорные клапаны подразделяются на сальниковые, сильфонные и диафрагмовые.

Проходные запорные клапаны .
Проходными называют запорные клапаны, которые имеют корпус с соосными или параллельными патрубками (см. рисунок ). Они предназначены для установки на прямолинейных трубопроводах.
Проходные запорные клапаны имеют следующие недостатки: относительно высокое гидравлическое сопротивление, обусловленное тем, что поток рабочей среды делает по крайней мере два оборота; наличием зоны застоя, которая является местом скопления различных включений; большие строительные размеры, обусловленные их конструкцией; сложность конструкции корпуса и относительно большую массу.










Рисунок - Проходной запорный клапан с золотником тарельчатого типа
1 – корпус; 2 – седло; 3 – золотник; 4 – шпиндель; 5 – крышка; 6 – сальник; 7 – стойка; 8 – ходовая гайка; 9 – маховик.

Прямоточные запорные клапаны.
К прямоточным относятся запорные клапаны, корпус которых имеет соосные патрубки, а ось шпинделя расположена под углом к оси прохода (см. рисунок 12.9).
Преимущества запорных клапанов этого типа по сравнению с проходными следующие: относительно малое гидравлическое сопротивление: компактность конструкции; отсутствие зон застоя.
Недостатки прямоточных запорных клапанов – большая по сравнению с проходными строительная длина и относительно большая масса.
В представленной на рисунке конструкции крышка крепится к корпусу вместе со стойкой. Сальниковое устройство обычной конструкции с нажимным фланцем. На стойке жестко посажена ходовая гайка. Наиболее интересным в рассматриваемой конструкции является то. что узел соединения (сцепка) штока со шпинделем вынесен за пределы корпуса. Таким образом, шпиндель вращаясь и перемещаясь поступательно, передает штоку, а с ним и золотнику только поступательное движение. Этим устраняется вращение золотника, а также улучшаются условия работы сальниковой набивки. Золотник состоит из тарелки с приваренным к ней полым штоком. Этим облегчается конструкция затвора.


Рисунок - Прямоточный запорный клапан
1 – корпус; 2 – золотник; 3 – шток; 4 – крышка; 5 – сальник; 6 - стойка; 7 – маховик;8 – ходовая гайка; 9 – шпиндель; 10 – сцепка.

Угловые запорные клапаны.
Угловые запорные клапаны имеют корпус с перпендикулярно расположенными патрубками, причем один из патрубков может быть соосен или параллелен оси дроссельной пары (седла и золотника). Запорные клапаны этого типа предназначены для соединения трубопроводов, расположенных перпендикулярно друг другу.
Эти запорные клапаны по сравнению с проходными более компактны по конструкции, меньше по массе и не имеют застойных зон в корпусе. К недостаткам угловых запорных клапанов можно отнести: относительно высокое (по сравнению с прямоточными) гидравлическое сопротивление и большую высоту.
Между патрубками проходит ребро жесткости, которое воспринимает изгибающие усилия от трубопроводов при монтаже запорного клапана.
Смесительные вентили.
Смесительные вентили предназначены для смешения двух потоков жидкой среды с целью стабилизации ее температуры, концентрации реагентов, разжижения основной среды, введения в нее катализатора, поддержания качества и т. д. Такие задачи часто решают при помощи двух вентилей, через которые в смесительный резервуар подаются потоки составных частей среды. Эти схемы получаются громоздкими, дорогими и сложными в эксплуатации. При регулировании потоков приходится управлять сразу двумя вентилями.
Проще использовать смесительные вентили. в которых два потока смешиваются непосредственно в корпусе одного вентиля. Их применение дает высокий экономический эффект за счет того, что вместо двух вентилей и специального смесителя применяют только один вентиль. Корпус смесительного вентиля имеет трехходовую конструкцию (с тремя патрубками). Два входных патрубка соосны, через них подаются потоки смешиваемых сред. Ось третьего выходного патрубка перпендикулярна осям входных патрубков и, как правило, соосна с осью дроссельной пары. При помощи патрубка вентиль соединяется с резервуаром.
Запорно-регулирующие клапаны.
Все выше рассмотренные конструкции относятся к запорным, которые надежно работают лишь в двух положениях – полностью закрытом и полностью открытом положении. Однако на практике часто требуется арматура, которая обеспечивала бы возможность ручного или дистанционного управления подачей продукта путем изменения гидравлического сопротивления дроссельной пары, а также достаточно надежно перекрывала трубопровод.
Идеальным типом запорной арматуры для широкого применения в подобных условиях являются запорно-регулирующие клапаны (см. рисунок).
Конструкция запорно-регулирующих клапанов в основном не отличается от обычных конструкций проходных или угловых запорных клапанов, однако им присущи следующие особенности: золотник имеет профилированную рабочую поверхность (чаще всего применяют золотники пробкового типа); золотник и седло имеют хорошо обработанные и притертые уплотняющие кромки; направляющая движение шпинделя должна быть четко сцентрирована с седлом; золотник и седло в целях повышения надежности изготовляют из специальных сплавов.
В клапанах, работающих при высоких перепадах давлений рабочей среды, профилированная поверхность золотника подвержена воздействию значительных скоростей потока и при возникновении кавитации или загрязненности среды она быстро изнашивается. В условиях эксплуатации изготовить новый золотник достаточно сложно, поэтому на золотниках пробкового типа рабочую поверхность обычно получают наплавкой твердыми сплавами, которые значительно увеличивают срок службы золотников, хотя и усложняют технологию их производства. При малых диаметрах условных проходов вентили имеют золотники в виде конуса, которые в практике называют игольчатыми.
а б
Рисунок - Запорно-регулирующие клапаны
а – запорный; б – регулирующий с уплотнительной поверхностью в виде усеченного конуса
1 – корпус; 2 – плунжер; 3 -крышка; 4 – сальник; 5 – нажимная гайка; 6 – маховик.

Запорные клапаны специальных конструкций.
Эти запорные клапаны разделяют по следующим признакам: по параметрам среды (давление, температура, агрессивность и др.) и специальному назначению.
По параметрам среды запорные клапаны бывают: высокого давления, высоких температур, глубокого холода, и т. д.
По специальному назначению они подразделяются: для резервуаров (сливные) и для специальных сред (шлама, сыпучих, сред с высокой вязкостью и др.).
Запорные клапаны высокого давления изготовляют с диаметрами условных проходов от 3 до 125 мм, рассчитанные на рабочие давления до 2500 кГс/см2. Отличительными особенностями конструкции этих запорных клапанов являются: кованый корпус; подача среды под золотник для уменьшения воздействия на сальник; линзовое присоединение к трубопроводу; усиленная конструкция шпинделя и золотника; большая величина момента, необходимого для закрытия; увеличенная по сравнению с обычными запорными клапанами , высота; отсутствие вращения золотника вокруг оси. Золотник связан со шпинделем посредством штока. Шток присоединяется к шпинделю при помощи сцепки, конструкция которой исключает вращение штока вокруг оси.
Диафрагмовые клапаны.
Диафрагмовым (или мембранным) называется клапан, у которого запорный элемент – эластичная диафрагма (мембрана), перекрывающая проход. Диафрагмовые запорные клапаны предназначены для перекрытия потоков сред при невысоких температурах (до 100 – 1500С) и невысоких рабочих давлениях. К их преимуществам относятся: простота конструкции; отсутствие сальника; отсутствие зон застоя; невысокое гидравлическое сопротивление; небольшие габаритные размеры и масса.
Основной недостаток клапанов этого типа – относительно небольшой срок службы мембраны. Применение мембраны в качестве запорного элемента, который одновременно служит и для разделения рабочей полости клапана с окружающей атмосферой, исключает необходимость в сальниковом устройстве, что существенно упрощает конструкцию. Но появляется проблема полного исключения вращательного движения шпинделя во избежание «скручивания» мембраны, которое может привести к ее разрыву. Для предотвращения разрыва мембраны от давления среды предусмотрена телескопическая опора из колец. Мембрана прижимается к корпусу крышкой , на которой крепится ходовая гайка, связанная с маховиком.

Сильфонные клапаны.
Сильфонными называют клапаны, в которых в качестве уплотнительного элемента, разделяющего рабочую полость и окружающую атмосферу в месте выхода шпинделя, используют сильфоны (прочный гофрированный элемент).
Сильфонный запорный клапан состоит из литого корпуса, на котором закрепляется крышка. Уплотнение и центрирование между крышкой и корпусом осуществляется при помощи фланца промежуточного корпуса, внутри которого смонтирован сильфон, который с одной стороны соединен со шпинделем, а с другой – приварен к верхней части промежуточного корпуса. Последний, таким образом, является защитой сильфона от механических повреждений при эксплуатации и препятствует проникновению среды в полость крышки даже при прорыве сильфона.
Сильфонные клапаны предназначены для работы в средах, утечка которых в окружающую атмосферу недопустима из-за ее высокой стоимости, агрессивности, токсичности, взрыво- или пожароопасности, ядовитости и др. Основные преимущества сильфонных клапанов – полное исключение утечки рабочей среды и надежность уплотнительного элемента.
К недостаткам, общим для всех конструкций сильфонных клапанов, относятся: высокие сложность и стоимость конструкции; трудность ремонта в условиях эксплуатации и большая величина усилия, необходимого для перекрытия потока.
Сильфонные клапаны должны удовлетворять следующим требованиям:
- в целях исключения разрушения сильфона шпиндель должен совершать только поступательное движение, вращение его вокруг оси недопустимо;
- в крышке должно быть предусмотрено дополнительное аварийное сальниковое устройство, препятствующее утечке среды из рабочей полости вентиля в случае усталостного разрушения сильфона;
- шпиндель должен быть надежно связан с сильфоном;
- при перемещении шпинделя сильфон должен работать только на сжатие;
- давление среды допустимо только снаружи сильфона;
- уплотнение между сильфоном, корпусом и шпинделем должно быть надежным и герметичным;
- золотник и седло должны быть сцентрированы во избежание перекоса сильфона.
Существенным недостатком, общим для всех конструкций сильфонных клапанов, является небольшое допустимое сжатие сильфона. для увеличения хода соединяют несколько сильфонов, что резко снижает надежность клапана и невыгодно из-за увеличения размера его по высоте.

Краны. Общая характеристика. Устройство и принцип работы. Область применения.

Кран – это запорное устройство, в котором запорный элемент (пробка) имеет форму тела вращения с отверстием для пропуска потока, для перекрытия которого вращается вокруг своей оси.
В зависимости от геометрической формы уплотнительных поверхностей пробки и корпуса (затвора) краны разделяют на три основных типа: конические (см.рисунок 12.11 ( а)), цилиндрические (см. рисунок 12.11, (б)) и шаровые или сферические (см. рисунок 12.11, в).




Рисунок 12.11 - Краны
а – конический, б – с цилиндрическим затвором, в – шаровой цельносварной

Однако краны классифицируют и по другим конструктивным признакам, например: по способу создания удельного давления на уплотнительных поверхностях, по форме окна прохода пробки, по числу проходов, по наличию или отсутствию сужения прохода, по типу управления и привода, по материалу уплотнительных поверхностей и т. д.

Конические краны.
Конусность пробки (корпуса) конических кранов в практике отечественного и зарубежного арматуростроения принимают обычно 1: 6 или 1 :7. При назначении конусности руководствуются следующими соображениями: чем меньше угол конусности, тем меньшее осевое усилие вдоль пробки требуется для создания на уплотнителных поверхностях необходимого удельного давления, обеспечивающего герметичность. Однако при этом возрастает опасность заклинивания пробки в корпусе и возможность задира уплотнительных поверхностей. При увеличении угла конусности наблюдается обратная картина. Поэтому краны из материалов, имеющих хорошие антифрикционные свойства (например, чугун, латунь, бронза), имеют конусность 1 : 7, при этом легче создать необходимое удельное давление на уплотнительных поверхностях и получить требуемую герметичность.
Натяжные краны – из конических кранов простейшие по своей конструкции.
Их подразделяют по способу создания удельного давления между корпусом и пробкой. В кранах с затяжкой через резьбовое соединение упорная шайба садится на ось пробки и вращается вместе с ней. При затяжке гайки шайба образует опору, в которую упирается гайка, и передает усилие затяжки на нижний торец корпуса. Кроме того, на шайбе имеются выступы, которые вместе с упорами на корпусе крана ограничивают поворот пробки в пределах 900 (от открытого до закрытого положения).
В натяжном кране с пружиной усилие затяжки создается пружиной, упирающейся в крышку.
Сальниковые краны характеризуются тем, что необходимые для герметичности удельные давления на конических уплотнительных поверхностях корпуса и пробки создаются при затяжке сальника. Усилие затяжки сальника передается на пробку, прижимая ее к седлу
Сальниковые краны обеспечивают более надежную защиту от утечки рабочей среды в атмосферу (благодаря сальнику), но имеют быстро изнашивающийся элемент – мягкую набивку. В связи с этим сальниковые краны применяют на более высокие параметры среды по сравнению с натяжными кранами. Однако сальниковые краны требуют более частого обслуживания (подтяжка сальника по мере износа набивки и смена набивки при необходимости).
Краны со смазкой. При давлениях среды свыше 40 кГс/см2 на пробку крана действуют большие усилия, прижимающие ее к уплотнительной поверхности корпуса.
Кроме того, при высоких давлениях среды удельные давления на уплотнительных поверхностях возрастают до таких значений, при которых может произойти задир уплотнительных поверхностей. Эти причины, а также необходимость в защите уплотнительных поверхностей от коррозии вызвали появление кранов со смазкой.
Смазку набивают в центральный канал хвостовика пробки. При завинчивании болта смазка через горизонтальное сверление продавливается в кольцевую уплотнительную проточку на пробке, а оттуда через четыре вертикальные узкие канавки на корпусе крана в канавки, расположенные по обе стороны окна пробки.
В процессе работы крана смазка частично выдавливается в проход и вымывается средой, поэтому ее необходимо периодически добавлять.
Краны с подъемом пробки. В них, в отличие от обычных кранов, перед поворотом пробка отрывается от корпуса, а после поворота прижимается к нему. Иногда в практике такие краны называют кран-задвижка.
Такое устройство позволяет решить сразу несколько задач:
- уменьшается крутящий момент, необходимый для поворота пробки;
- пробка поворачивается при отсутствии контакта ее с корпусом, что исключает опасность задирания уплотнительных поверхностей;
- усилие прижатия пробки к корпусу и удельные давления на уплотнительных поверхностях регулируются в очень широких пределах независимо от затяжки сальника.

Цилиндрические краны.
Краны с цилиндрическим затвором проще конических в изготовлении, а их уплотнительные поверхности не нуждаются в притирке ввиду простоты технологической доводки цилиндрических поверхностей.
По конструктивным признакам цилиндрические краны можно разделить на две группы – краны с металлическим и эластичным уплотнениями.

Шаровые краны.
Наиболее распространены на МН шаровые краны.
Это краны с пробкой в виде шара со сквозным отверстием для прохода среды для различных условий работы. По принципу герметизации запорного органа их можно разделить на две основные разновидности: с плавающим шаром и с шаром на опорах. Применяются иногда и конструкции с плавающими уплотнительными кольцами.
Шаровые краны отличаются простотой конструкции, прямоточностью, низким гидравлическим сопротивлением, постоянством взаимного контакта уплотнительных поверхностей, благодаря сферической форме имеют меньшие габаритные размеры и массу, большую прочность и жесткость.
У шаровых кранов имеется принципиальное преимущество перед коническими: даже при небольшом несовпадении радиусов сферы пробки и уплотнительного кольца контакт между ними происходит по окружности и обеспечивает гораздо лучшую герметичность.
Изготовление шаровых кранов менее трудоемко. В шаровых кранах, в отличие от конических, уплотнительных поверхностей в корпусе нет, они есть только на уплотнительных кольцах, размеры которых во много раз меньше, чем размеры корпусов конических кранов. Кроме того, в шаровых кранах с кольцами из пластмассы вообще отпадает необходимость в притирке уплотнительных поверхностей. Пробку в шаровых кранах обычно хромируют или полируют.
Шаровые краны отличаются большим разнообразием конструкций. Однако их можно разбить на два основных типа: краны с плавающей пробкой и краны с плавающими кольцами.
Шаровые краны с плавающей пробкой.
Эти краны (см. рисунок 12.12. ) просты по конструкции и надежны в работе. Удельное давление на уплотнительных кольцах создается как вследствие разности давления среды до и после затвора, так и в результате затяжки крышки резьбой или болтами. Усилие затяжки крышки передается на уплотнение. Пробка соединена со штоком таким образом, что она может свободно перемещаться по отношению к нему. Это обеспечивает "плавание" пробки – при перепаде давления среды она плотно прижимается к уплотнительному кольцу со стороны более низкого давления. При затяжке крышки также происходит упругая деформация системы уплотнительные кольца – пробка, благодаря чему обеспечивается непрерывное удельное давление на уплотнительных поверхностях. Краны с плавающей пробкой бывают двух типов: с металлическими кольцами со смазкой, а также с неметаллическими кольцами из пластмасс, резин, графитопластовых и других материалов. Краны первого типа применяют на трубопроводах с большими проходами и высокими давлениями среды. Краны с неметаллическими кольцами применяют в основном на небольших проходах с небольшими давлениями среды.
Основным недостатком кранов этой конструкции является повышенный износ уплотнительного кольца со стороны низкого давления.


Рисунок 12.12.- Шаровой кран с плавающей пробкой и пластмассовыми уплотнительными кольцами
1- корпус; 2– пластмассовое уплотнительное кольцо; 3– пробка; 4– накидная гайка; 5– резиновое уплотнительное кольцо; 6– крышка.

Шаровые краны с плавающими кольцами.

Основной недостаток шарового крана с плавающей пробкой исправлен в конструкции шарового крана с плавающими кольцами.
Недостаток шаровых кранов с плавающими пробками – сложность конструкции по сравнению с кранами с плавающей пробкой, а также высокие требования к точности изготовления из-за наличия подшипников.
Цельносварной шаровой кран.
Цельносварной шаровой кран по конструкции относится к кранам с плавающими кольцами (см рисунок 12.11.в). Этот кран считается образцовым в производстве шаровых кранов. Каждый цельносварной шаровой кран сконструирован и изготовлен для длительной эксплуатации, что достигается кованым шаровым затвором, долговечным уплотнением корпуса, самосмазывающимися уплотнениями штоков, установленных на подшипниках. Цельносварные шаровые краны испытываются при температуре –600С и они доказали свою надежность при долголетней эксплуатации.
Цельносварной шаровой кран выпускается типоразмерами от 150 до 700 мм на рабочее давление до 10Мпа.
Уплотнительные кольца в этих кранах изготовляются из резины, фторопласта или металла. Краны с малым условным диаметром прохода обычно имеют ручное управление, краны с большим диаметром прохода снабжаются пневмогидроприводом.

Предохранительные клапаны и устройства

Для защиты сосудов, аппаратов, емкостей, трубопроводов и другого технологического оборудования от разрушения при чрезмерном повышении давления чаще всего применяют предохранительные клапаны. Предохранительные клапаны обеспечивают безопасную эксплуатацию оборудования в условиях повышенных давлений рабочей среды. При повышении в системе давления выше допустимого предохранительный клапан автоматически открывается и сбрасывает избыток рабочей среды, тем самым предотвращая возможность аварии. После окончания сброса давление снижается до величины, меньшей давления начала срабатывания клапана, предохранительный клапан автоматически закрывается и остается закрытым до тех пор, пока в системе вновь не произойдет увеличение давления выше допустимого.
Классификация предохранительных клапанов.
Существующие конструкции предохранительных клапанов можно классифицировать по нескольким признакам: - по виду нагрузки на золотник:
1. предохранительные клапаны грузового типа с непосредственной нагрузкой на золотник. Они очень просты по конструкции, их применяют только для низких давлений из-за невозможности приложения к золотнику груза большой массы;
2. предохранительные клапаны грузового типа с непрямым нагружением золотника. К ним относятся рычажные предохранительные клапаны. Настройка на давление срабатывания может осуществляться перемещением груза на рычаге или же путем снятия или навешивания дополнительного груза. Основное преимущество этого клапана – нагрузка на золотник при его подъеме остается постоянной (это относится и к предыдущим клапанам);
3. пружинные предохранительные клапаны – в них давлению среды на золотник противодействует сила сжатия пружины . На срабатывание клапан настраивают большим или меньшим поджатием пружины. Преимущество пружинных предохранительных клапанов – относительно малые габаритные размеры при больших проходных сечениях. Недостаток – с увеличением высоты подъема золотника соответственно возрастает усилие пружины вследствие ее сжатия.
- по высоте подъема золотника, которая является одной из основных характеристик предохранительных клапанов, так как определяет его
пропускную способность:
1. низкоподъемные предохранительные клапаны, у которых отношение высоты подъема золотника к диаметру сопла равно 1/20 – 1/40. К ним относятся простейшие предохранительные клапаны, которые применяют главным образом для жидкостей, когда не требуется большая пропускная способность;
2. среднеподъемные предохранительные клапаны, имеющие отношение высоты подъема золотника к диаметру сопла 1/6 – 1/10;
3. полноподъемные предохранительные клапаны, отличающиеся высокой производительностью, т.к. сечение щели при подъеме золотника равно или больше сечения сопла клапана, т. е. высота подъема золотника равна или больше 1/4 диаметра сопла.
- по связи с окружающей атмосферой:
1. предохранительные клапаны открытого типа, которые при открывании сбрасывают среду непосредственно в атмосферу;
2. предохранительные клапаны закрытого типа, пропускающие среду при открывании в трубопровод и герметичные по отношению к окружающей атмосфере.
- по влиянию противодавления (соединение линий сброса предохранительных клапанов в общий коллектор и привело к тому, что при срабатывании одного из клапанов на остальные действует противодавление, которое необходимо учитывать при их работе):
1. предохранительный клапан неуравновешенного типа. Которые не имеют устройств, устраняющих действие противодавления;
2. предохранительные клапаны уравновешенного типа, в которых противодавление практически не влияет на работу клапана.
- по способу открывания клапана:
1. предохранительные клапаны прямого действия, у которых давление среды воздействует непосредственно на золотник, поднимая его при установочном давлении;
2. предохранительные клапаны со вспомогательным устройством, срабатывающие только после срабатывания вспомогательного устройства (импульсного клапана).
- по числу сопел:
1. одинарные предохранительные клапаны имеют одно сопло и золотник (как правило, в промышленности используют именно такие клапаны);
2. двойные предохранительные клапаны – в одном корпусе расположены два сопла и два золотника (для увеличения производительности предохранительных клапанов);
3. тройные предохранительные клапаны – в одном корпусе находятся три сопла и три золотника.
Пружинные предохранительные клапаны.
Пружинные предохранительные клапаны предназначены для углеводородных жидких и газообразных некоррозионных сред. Эти клапаны как правило полноподъемные, имеют высокую пропускную способность. В некоторых конструкциях пружинных предохранительных клапанов для контрольных продувок во время эксплуатации предусмотрен рычажный механизм. На рисунке представлен пружинный предохранительный клапан.
На нефтеперекачивающих станциях наиболее широкое применение получил специальный пружинный предохранительный клапан типа СППК4-200-16 (см. рисунок).
Пружинный предохранительный клапан типа СППК4-200-16 закрытый, без рычага для контрольной продувки, имеет высокую пропускную способность. Конический проточный канал приемного патрубка обеспечивает плавный переход от проходного сечения фланца к соплу клапана. На выходе из конической части приемный патрубок имеет резьбовое гнездо с притертым пояском для герметичного крепления сопла. Сопло клапана имеет резьбу. Для герметизации соединения сопла с корпусом на его наружной цилиндрической поверхности предусмотрен фланец с уплотнительным пояском, обработанным до высокого класса чистоты поверхности. Запорная тарелка клапана изготовляется с коническим отбойником по периферии. Для максимального приближения точки приложения нагружающего усилия к уплотнительным поверхностям направляющий выступ тарелки имеет внутреннюю полость, и опорный конус штока садится на подушку в самой нижней точке этой полости, что способствует устойчивому положению тарелки при открытом клапане и облегчает ее перемещение при посадке на седло сопла.



Рисунок - Клапан предохранительный пружинный СППК4-200-16
1 – корпус; 2 – сопло; 3 – золотник; 4 – шток; 5 – пружина; 6 – винт
Технологические параметры клапана регулируют кольцом, навинченным на сопло. На кольце сверху имеется узкий плоский поясок. При свинчивании кольцо приближается к торцовой плоскости тарелки. Регулируя зазор между плоскостями пояска кольца и торца тарелки, можно в широких пределах регулировать давление полного открывания клапана и давление его закрывания, т.е. величину продува. Набор пружин клапана обеспечивает плавное регулирование установочного давления в пределах 0,5 – 16 кГс/см2.
Выбор предохранительных клапанов.
Предохранительные клапаны выбирают по их пропускной способности. Точное определение действительной пропускной способности предохранительных клапанов необходимо не только для обеспечения безопасной эксплуатации сосудов, установок или трубопроводов, но и для экономии, удобства обслуживания и правильной эксплуатации клапанов.
При установке на защищаемый объект предохранительного клапана с недостаточной пропускной способностью в системе может создаться аварийная ситуация. Несмотря на четкое срабатывание предохранительного клапана, давление в защищаемом объекте продолжает расти из-за превышения производительности источника давления над пропускной способностью предохранительного клапана.
Завышение условного прохода предохранительных клапанов, их пропускной способности, кроме создания громоздкой предохранительной системы, приводит к неправильной их работе и преждевременному выходу из строя, так как предохранительный клапан после срабатывания и открытия на полную высоту будет "голодать", вызывая частую пульсацию запорного органа. После падения в защищаемой системе давления такой предохранительный клапан не обеспечивает достаточную герметичность при закрытии из-за нарушения уплотнительных поверхностей седла и золотника.
Практика эксплуатации предохранительных клапанов в нефтяной
промышленности подтвердила необходимость точного соответствия параметров клапанов предохраняемой системе по давлению и действительной производительности.
Для предотвращения разрушения оборудования из-за чрезмерного повышения давления необходимо не только правильно выбрать, установить и эксплуатировать предохранительные клапаны, но и правильно транспортировать их и хранить.
Основные правила эксплуатации предохранительных клапанов.
Продолжительность работы предохранительных клапанов главным образом определяется правильной эксплуатацией, а также своевременным их ремонтом.
Во время эксплуатации предохранительных клапанов особое внимание должно быть уделено срокам ревизии, которые устанавливаются исходя из особенностей производства данной отрасли промышленности.
После ревизии предохранительный клапан регулируют на заданное установочное давление и проверяют его герметичность. Затем клапан пломбируют; устанавливать неопломбированные клапаны категорически запрещается.
Наиболее общие дефекты или неисправности при неправильной эксплуатации клапанов – утечка, пульсация и задиры движущихся частей.
Причинами пропуска среды (утечка среды) могут быть: попадание на уплотнительные поверхности посторонних примесей, повреждение уплотнительных поверхностей, нарушение соосности клапана от чрезмерной нагрузки от выкидной трубы, деформация пружины, занижение установочного давления.
Пульсация, т.е. быстрое и частое открытие и закрытие предохранительного клапана. Пульсация – это обычно результат, во-первых, чрезмерно большой пропускной способности предохранительных клапанов; во-вторых, суженное сечение подводящего к приему клапана патрубка сосуда; в-третьих, неправильная установка отводящей трубы. Устранить пульсацию предохранительных клапанов можно правильным выбором пропускной способности клапана, сечения подводящего патрубка сосуда или выкидного патрубка предохранительного клапана.
Задиры движущихся деталей предохранительных клапанов происходит в результате неправильной сборки или установки клапанов вследствие перекосов. Задиры удаляют механической обработкой, а их причины – квалифицированной сборкой предохранительных клапанов.
Обратные клапаны
Обратные клапаны предназначены для предотвращения обратного потока среды в трубопроводе и, тем самым, предупреждения аварии, например при внезапной остановке насоса и т.д. Они являются автоматическим самодействующим предохранительным устройством. Затвор – основной узел обратного клапана. Он пропускает среду в одном направлении и перекрывает ее поток в обратном.
По принципу действия и по конструкции обратные клапаны подразделяют на подъемные (см. рисунок 12.14) и поворотный обратный затвор (см. рисунок 12.15).


Рисунок - Обратный клапан подъемного типа
1– корпус; 2– золотник; 3– пружина; 4– крышка; 5 – болт



Рисунок - Обратный затвор
1– корпус; 2– захлопка; 3– крышка; 4 – серьга

Преимущество обратных затворов заключается в том, что они имеют меньшее гидравлическое сопротивление. Подъемные клапаны более просты и надежны. Они могут быть угловыми и проходными, причем для их изготовления можно использовать корпуса запорных клапанов.
При большом условном проходе в обратных затворах при закрытии может возникнуть гидравлический удар, поэтому при установке таких затворов иногда применяют обводную линию с задвижкой, которую необходимо закрывать при срабатывании затвора. Но целесообразнее использовать специальные обратные затворы с демпфером, который обеспечивает плавную посадку затвора при срабатывании клапана. При этом демпфер может быть простым, в виде поршня, помещаемого внутри корпуса над запорным органом, а при очень больших условных проходах демпфер выносится за корпус клапана и имеет более сложную конструкцию.
Для упрощения конструкции и облегчения массы запорного органа для больших условных проходов рекомендуют применять многодисковые обратные поворотные затворы, у которых вместо одной массивной захлопки имеется несколько захлопок малого диаметра, что уменьшает инерционность этого устройства.
Многодисковые обратные затворы применяют в основном для воды при температуре до 500С. Корпус клапана, выполненный из чугуна, состоит из двух соединенных болтами частей, между которыми укреплена стальная круглая плита с установленной на ней группой дисков-захлопок . Затвор уплотняют резиновыми или латунными кольцами. Затворы имеют также обводную линию с ручной или электроприводной задвижкой.

Регулирующая арматура

К регулирующей арматуре относятся регулирующие клапаны (вентили), регулирующие клапаны, регуляторы давления прямого действия, регуляторы уровня и смесительные клапаны. Регулирующие клапаны имеют ограниченное применение. Регулирующие клапаны широко используются в системах автоматизированного управления потоками. Управление осуществляется с помощью мембранного привода при пневматической системе связи или с помощью электромоторного привода. Регулирующие клапаны - это исполнительные устройства, они могут быть двух видов действия: нормально открыты(НО) и нормально закрыты(НЗ).
Регуляторы давления прямого действия работают с использованием энергии транспортируемой среды. Они подразделяются на регуляторы давления «До себя» и «после себя» в зависимости от того, на каком участке, после или до регулятора расположен участок отрегулированного давления.
Наиболее часто используют следующие виды регулирующей арматуры
Регулирующие клапаны.
Регулирующие клапаны выпускаются с линейной или равнопроцентной пропускной характеристиками.
Клапаны регулирующие с пневматическим мембранным исполнительным механизмом, фланцевые стальные на Ру=4,0МПа, обозначения И65233(НО)/(НЗ).

Рисунок - Регулирующий клапан И65233 к трубам присоединяются при помощи фланцев.


Регуляторы давления.
Могут регулировать давление «до себя» или «после себя». Регуляторы давления могут быть рычажно-грузовые и пружинные, с мембраной или поршнем, с импульсным механизмом или без него. Все эти элементы используются в зависимости от назначения регулятора, предъявляемых требований и условий работы. Наиболее часто применяются регуляторы типа 21ч12 нж и подобные (см. рисунок).


Рисунок - Регулятор давления 21ч10нж, 21ч12нж

Смесительные клапаны.

Смесительная арматура используется в тех случаях, когда необходимо в соответствующих пропорциях смешивать различные среды(холодная-горячяя вода),выдерживая постоянным определенный параметр, или изменяя его по определенному закону. Смесительную арматуру можно рассматривать как отдельный вид регулирующей арматуры. В отличие от других видов, в смесительной арматуре командный сигнал , задающий положение плунжера в клапане, определяет расходы сразу двух сред. Это например клапаны смесительные трехходовые с пневматическим мембранным механизмом, фланцевые, чугунные на давление Р=0,6Мпа, обозначение 27ч5иж.


Заслонки.
Заслонками называют конструкции с затвором в виде диска, поворачивающиеся на оси, расположенной в проходе потока. Они наиболее часто используются при больших диаметрах трубопроводов, небольших давлениях среды и невысоких требованиях к герметичности запорного органа.

Эксплуатация арматуры

Работоспособность и назначенный срок службы арматуры.
Вся вновь устанавливаемая на объектах МН отечественная и импортная арматура должна иметь сертификаты соответствия, удостоверяющие соответствие запорной арматуры требованиям Государственных стандартов и нормативных документов России и разрешения Госгортехнадзора России на право выпуска и применения данной продукции.
Работоспособное состояние- состояние арматуры, при котором все значения параметров, характеризующих способность выполнять заданные функции, соответствует требованиям НТД.
Неработоспособное состояние- состояние арматуры, при котором все значение хотя бы одного параметра, характеризующего способность выполнять заданные функции, не соответствует требованиям НТД.
Назначенный срок службы арматуры DN 50-1200 устанавливается до выработки назначенных показателей (указывается в ЭД: назначенный срок службы в годах, назначенный ресурс в циклах «открыто-закрыто»), но не более 30 лет.
Независимо от сроков эксплуатации, демонтажу с трубопровода подлежит арматура, имеющая неисправности и недостатки (не обеспечивается герметичность затвора арматуры по классу А, В, С; арматура, не прошедшая техническое освидетельствование независимо от сроков эксплуатации и циклов наработки и др.).
При замене запорной арматуры, в обязательном порядке производится замена клиновых задвижек на шиберные.
Периодичность технического обслуживания, ремонта и замены арматуры
При эксплуатации запорная арматура и обратные затворы подвергаются следующим видам обслуживания и ремонта:
- обслуживание ТО 1;
- сезонное обслуживание ТО 2;
- текущий ремонт (ТР);
- диагностическое обследование; средний ремонт (СР);
- капитальный ремонт (КР); техническое освидетельствование.
Средний ремонт (СР) арматуры производится без демонтажа с трубопровода. Капитальный ремонт (КР) производится с демонтажем арматуры в условиях специализированного ремонтного предприятия.
Сроки ТО, обследования и ремонта арматуры приведены в таблице.
Таблица - Сроки ТО, обследования и ремонта арматуры
Наименование арматуры
TOl,
мес.
ТО 2,
мес.
ТР,
мес.
Диагност ическое обследова ние, лет
СР,
лет
КР,
лет
Техническое
Освидетельствова- ние, лет

1
2
3
4
5
6
7
8

1 Запорная арматура DN 50-250
3
6
12
15
15
-
-

2 Запорная арматура DN 300-1200
1
6
12
15
15
30
30/или по истечении срока установленного предыдущим освидетельствованием

3 Обратные затворы
3
6
12
15
15
30
30/ или по истечении срока установленного предыдущим освидетельствованием


Периодичность контроля герметичности затвора арматуры

Периодичность контроля герметичности затвора арматуры приведена в таблице.

Таблица - Периодичность контроля герметичности затвора арматуры DN 300-1200 в линейно-технологической схеме магистральных нефтепроводов
Наименование объекта
Периодичность,
мес.
Выполнение при проведении

1
2
3

1 Арматура отсекающая магистральные и подпорные агрегаты
6
Т02

2 Отсекающая арматура установленная на входе и выходе НПС
6
Т02

3 Арматура установленная на ПРП резервуаров
6
Т02

4 Обратные затворы
12
ТР

5 Арматура линейной части магистральных нефтепроводов, включая ответвления и лупинги
12
ТР

6 Арматура основных и резервных подводных переходов многониточных нефтепроводов
3
TOl

7 Арматура однониточных подводных переходов нефтепроводов
6
Т02


Контроль герметичности затвора арматуры DN 300-1200 проводится непосредственно перед проведением среднего ремонта и после его окончания.
Периодичность промывки внутренней полости клиновых и шиберных задвижек
Периодичность промывки внутренней полости клиновых и шиберных задвижек приведена в таблице 12.6.в


Таблица - Периодичность промывки внутренней полости клиновых и шиберных задвижек DN 300-1200
Наименование объекта
Периодичность, мес

1
2

1 Технологическая арматура НПС
12 (при выполнении ТР) или при выявлении негерметичности;
по окончании ремонтных работ с использованием глиняных пробок

2 Арматура линейной части магистральных нефтепроводов, включая ответвления и лупинги
12 (при выполнении ТР) или при выявлении негерметичности; после проведения очистки нефтепровода;
перед проведением плановых ремонтных работ (отсекающая ремонтный участок арматура)

3 Арматура основных и резервных подводных переходов многониточных нефтепроводов
3 (при выполнении Т01) или при выявлении негерметичности;
после проведения очистки нефтепровода;
перед проведением плановых ремонтных работ (отсекающая ремонтный участок арматура)

4 Арматура однониточных подводных переходов нефтепроводов
6 (при выполнении Т02) или при выявлении негерметичности;
после проведения очистки нефтепровода;
перед проведением плановых ремонтных работ (отсекающая
ремонтный участок арматура)


Типовой объем работ при техническом обслуживании (ТО 1) запорной арматуры и обратных затворов
В объеме технического обслуживания ТО 1 производятся следующие работы.
Для задвижек:
визуальная проверка герметичности относительно внешней среды, в том числе:
фланцевого соединения (протечки не допускаются);
сальникового уплотнения (протечки не допускаются; в случае обнаружения протечек по сальниковому уплотнению, произвести обслуживание согласно ЭД завода изготовителя);
проверка параллельности фланцев корпус-крышка;
чистка наружных поверхностей, устранение подтеков;
контроль наличия смазки в редукторе электропривода (в соответствии ЭД электропривода);
проверка 100% степени открытия или закрытия задвижки по высоте шпинделя относительно базовых деталей корпуса;
визуальная проверка состояния электропривода и подводящих кабелей; проверка состояния и крепления клемм электродвигателя;
проверка крепления, герметичности защитного кожуха шпинделя арматуры;
сброс избыточного давления из корпуса задвижек при температуре окружающей среды свыше 30 °С.
Контроль герметичности затвора шиберной задвижки производится через дренажный трубопровод или нагнетательный клапан и совмещается с проведением ТО.
Контроль герметичности затвора клиновых задвижек совмещается с проведением ТО и периодичностью указанной в таблице 12.6.б.
Для обратных затворов:
- визуальная проверка герметичности относительно внешней среды, в том числе:
фланцевого соединения (корпус-крышка);
демпфирующих устройств;
- чистка наружных поверхностей, устранение подтеков.
Сведении о проведенном Т01 заносятся в паспорт (формуляр).

Типовой объем работ при сезонном обслуживании (ТО 2) запорной арматуры и обратных затворов
Техническое обслуживание ТО 2 проводится при подготовке к осенне-зимнему и весеннему периодам эксплуатации.
При техническом обслуживании ТО 2 проводятся все операции ТО 1, а также:
Для задвижек:
проверка (опробование) на полное открытие, закрытие затвора арматуры в местном режиме управления;
проверка срабатывания путевых выключателей, их ревизия;
проверка настройки муфты ограничения крутящего момента;
проверка плавности перемещения всех подвижных частей арматуры;
замена (контроль) смазки в электроприводе (смазка должна соответствовать сезонным температурным параметрам данного региона);
проверка защиты электродвигателя от перегрузок и перекоса фаз;
проверка (опробование) на полное открытие, закрытие затвора арматуры в режиме телеуправления;
проверка резьбы шпинделя на отсутствие повреждений; проверка прямолинейности выдвижной части шпинделя;
удаление воды из подшиберного пространства через дренажный трубопровод шиберной задвижки;
проверка и слив конденсата из защитной стойки шпинделя.
Техническое обслуживание электропривода арматуры проводится согласно «Инструкции по эксплуатации и техническому обслуживанию электропривода».
Для обратных затворов:
проверка работоспособности демпфирующих устройств (амортизаторов), при
необходимости их восстановление;
проверка наличия масла в демпфирующих устройствах;
проверка работоспособности регулировочного клапана перепускной линии (при наличии).
Сведении о проведенном сезонном обслуживании Т02 заносятся в паспорт (формуляр).
Сезонное обслуживание (ТО 2) проводится при плановых остановках линейной части МН и на отключенных участках технологических нефтепроводов НПС.

Типовой объем работ при текущем ремонте запорной арматуры и обратных затворов
При текущем ремонте (ТР) запорной арматуры производятся все операции технического обслуживания ТО 1, ТО 2, а также:
проверка наличия смазки подшипникового узла шпинделя арматуры;
проверка сальникового уплотнения, нажимной втулки, устранение следов коррозии, задиров штока;
прогонка шпинделя по гайке на всю рабочую длину;
нанесение защитной смазки шпинделя арматуры;
набивка, замена сальникового уплотнения;
проверка и подтяжка контактных соединений электропривода, восстановление изоляции выходных концов проводов, проверка состояния уплотнителей, взрывозащиты подшипников электродвигателя, правильность посадки крыльчатки вентилятора электродвигателя;
проверка обтяжки фланцевого соединений разъема корпус-крышка.
Проверка обтяжки фланцевых соединений должна производиться гайковертами с контролем момента затяжки (динамометрические инструменты (ключи-мультипликаторы) одновременно не менее чем на двух взаимно противоположных шпильках с одинаковым усилием, соответствующим ЭД арматуры.
При текущем ремонте арматуры уплотнение шпинделя сальникового узла на основе асбеста заменяется на уплотнения из терморасширенного графита.
При текущем ремонте арматуры DN 50-1200 прокладки фланцевых соединений патрубков арматуры на основе асбеста заменяются на прокладки из терморасширенного графита.
Сведения о проведенном текущем ремонте заносятся в паспорт (формуляр).
Текущий ремонт запорной арматуры и обратных затворов НПС проводится при плановых остановках линейной части МН и на отключенных участках технологических нефтепроводов НПС.
Типовой объем работ при среднем ремонте (СР) запорной арматуры и обратных затворов
Перед проведением среднего ремонта производится диагностическое обследование запорной арматуры и обратных затворов.
Объем диагностического обследования арматуры во время среднего ремонта в соответствии с требованиями РД-08.00-29.13.00-КТН-012-1-05.
При несоответствии показателей диагностического обследования арматуры характеристикам установленным в ТУ, ЭД, арматура подлежит вырезке и капитальному ремонту в условиях специализированного ремонтного предприятия.
В объем среднего ремонта запорной арматуры входит:
замена прокладки между корпусом и крышкой;
замена подшипника бугельного узла;
замена сменных частей арматуры, при обнаружении дефектов;
зачистка и промывка посадочного паза затвора клиновых задвижек от механических примесей;
замену электропривода (дефектация и ремонт электропривода производится специализированным предприятием).
В объем среднего ремонта обратных затворов оснащенных разъемом «корпус-крышка» входит:
разборка и зачистка внутренних полостей от грязи и отложений;
проверка состояния уплотнительных поверхностей разъема «корпус-крышка», корпуса и диска, их очистка и шлифовка;
замена прокладки между корпусом и крышкой;
замена втулок;
замена сменных частей обратных затворов, при обнаружении дефектов.
8.Приводы трубопроводной арматуры.
Пневмоприводы в основном применяют в запорной арматуре (в кранах), где не требуется больших усилий и перемещений при управлении. При больших усилиях и перемещениях конструкция привода становится громоздкой и сложной.
Для трубопроводов с Ду = 50 – 600 мм и РУ = 16 – 160 кГс/см2, пневмопривод представляет собой чаще всего цилиндр двойного действия, имеющий поршень, уплотняемый манжетами из бензостойкой резины. В цилиндр подается осушенный воздух, давление которого перемещает поршень в нужном направлении. Рабочее давление воздуха составляет 5 кГс/см2 (максимальное давление – 8 кГс/см2). Для подключения воздушных трубопроводов к цилиндру имеются два штуцера. Усилие, создаваемое давлением воздуха на поршне, передается штоком на пробку крана через специальный узел. Пробка поворачивается при помощи пневмопривода до упоров. Для прекращения подачи воздуха в крайних положениях, пневмоприводы оснащены взрывобезопасными конечными выключателями. В задвижках пневмопривод используется крайне редко, в основном для привода задвижек с небольшим условным диаметром.
Гидравлические приводы.
Гидроприводы так же, как и пневмоприводы, широко применяют для управления кранами магистральных газопроводов. Эти краны, как правило, имеют дистанционное управление.
Жидкость для управления краном находится в специальных гидробаллонах, входящих в конструкцию гидроприводов. В качестве рабочей жидкости применяют различные масла. При подаче импульса на закрывание или открывание открывается соответствующий электропневматический вентиль и давление газа из трубопровода выдавливает жидкость из гидробаллонов в полость гидроцилиндра, благодаря чему поршень перемещается и открывается или закрывается кран. Предусмотрена возможность местного управления гидроприводами при помощи ручного насоса, подключающегося к системе переключателем.
Гидропривод применяется также и к задвижкам с Дy до 350 мм.
Электроприводы используемые на МН
Привод "ЭВИМТА" с пневмодвигателем предназначен для управления запорной арматурой нефтепроводов в условиях отсутствия сети электропитания 380 В и 220 В переменного тока. Привод может работать от энергии транспортируемого газа параллельно идущего газопровода, либо от автономных баллонов со сжатым газом. Конструкция привода представляет собой серийный электропривод "ЭВИМТА", в котором отсутствует электродвигатель, а взамен установлен струйный пневмодвигатель и блок управления пневмодвигателем ("БУП").
Привод обеспечивает:
закрытие, открытие и остановку запорного устройства арматуры в любом промежуточном положении по командам оператора с пульта управления (дистанционно);
автоматическое отключение пневмодвигателя конечными выключателями при достижении запорным устройством крайних положений;
автоматическое отключение пневмодвигателя при достижении максималь-ного крутящего момента на выходном валу в любом положении запорного устройства;
обеспечивает управление запорным устройством арматуры вручную с помо-щью рычагов "ОТКРЫТО", "ЗАКРЫТО" блока управления "БУП" (местное управление).
Привод оснащен ручным дублером (маховиком), который обеспечивает управление запорным устройством арматуры вручную (ручное управление). При пуске пневмодвигателя ручной дублер автоматически отключается.
Основные технические характеристики привода:
Включение привода ручное. При наличии управляющего напряжения 110 В или 24 В - дистанционное. Блок управления снабжен электромагнитными клапанами;
Крутящий момент до 1000 кгм в зависимости от величины регулируемого "БУП" давления газа, подаваемого в пневмодвигатель;
Присоединительные размеры: по ОСТ26-07-763-73 - А,Б,В,Г,Д; по ИСО5210 - F14, F25, F35. Присоединительные размеры обеспечиваются адаптерами;
Частота вращения выходного вала:
- привода с типоразмерами "Д" и "F35" - от 4 до 12 об/мин.,
- с остальными типоразмерами - от 10 до 72 об/мин.;
Вид взрывозащиты - 1ЕхdIIВТ4;
Вид климатического исполнения привода - УХЛ1 по ГОСТ 15150-69;
Масса привода - не более 160 кг.
Другие характеристики привода ЭВИМТА приведены в таблице 12.7.


Таблица 12.7 - Характеристики приводов ЭВИМТА.
Обозначение электропривода
Тип по присоедини-тельным размерам
Крутящий момент на выходном валу, Нм
Частота вращения вых. вала, об/мин
Мощность эл./дв., кВт

ЭВИМТА 2.0
РОТОРК14
169-300
28
1,5

ЭВИМТА 2.1
РОТОРК14
80-200 
55
1,5

ЭВИМТА 2.2
РОТОРК14
50-130
84
1,5

ЭВИМТА 11.25 (1.1)
РОТОРК70
1000-1100
20
4

ЭВИМТА 11.26 (1.0)
РОТОРК70
500-800
40
4

ЭВИМТА 5.6
MAW 5.2
160-300
28
1,5

ЭВИМТА 5.7
MAW 5.2
80-2000
55
1,5

ЭВИМТА 5.8
MAW 5.2
50-130
84
1,5

ЭВИМТА 11.2М1 (4.24)
MAW 6.2
700-1100
40
5,5

ЭВИМТА 11.26М1 (4.4)
MAW 6.2
500-800
40
4

ЭВИМТА 11.27М1 (4.5)
MAW 6.2
330-530
60
4

ЭВИМТА 11.2М2 (4.27)
MAW 7.2
700-1100
40
5,5

ЭВИМТА 11.2М2 (4.7)
MAW 7.2
500-800
40
4

ЭВИМТА 11.2М2 (4.8)
MAW 7.2
330-530
60
4


Приводы ЭПЦ
Электроприводы марки ЭПЦ: ЭПЦ-100; ЭПЦ-400; ЭПЦ-800; ЭПЦ-1000; ЭПЦ-4000; ЭПЦ-10000.
Предназначены для управления рабочими органами запорной арматуры магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, эксплуатирующихся в наружных установках и помещениях во взрывоопасных зонах класса "1" и "2" по ГОСТ Р 51330.9, в которых возможно образование паро- и газовоздушных взрывоопасных смесей категории IIA, IIB групп T1, T2, T3 по классификации ГОСТ Р 51330.5 и ГОСТ Р 51330.11.
Электроприводы "ЭПЦ 100-10000" для управления запорной арматурой Ду 100-1200мм, Ру 0,1-8 МПа имеют малую массу и небольшие габариты. Главным достоинством этих электроприводов является компактный волновой редуктор с промежуточными телами качения, имеющий высокие нагрузочные характеристики, точность, плавность, надежность и долговечность.
В зависимости от исполнения электроприводы могут развивать крутящие моменты на выходном звене от 100 до 10000 Нм. Электроприводы оснащены двухсторонней муфтой оганичения крутящего момента и имеют блок управления, который легко встраивается в систему телеуправления.
Задвижки предназначены для установки на особо опасных участках магистральных нефтепроводов для гарантированного перекрытия потока рабочей среды. Задвижки устанавливаются на нефтепроводах, как подземно - без сооружения колодцев с засыпкой в траншее, так и стационарно наземно - на открытом воздухе без защитных сооружений от атмосферных воздействий. Задвижки могут эксплуатироваться в районах с сейсмичностью 8 баллов по шкале Рихтера и сохранять работоспособность во время и после сейсмического воздействия.
Задвижки обеспечивают:
открытие и закрытие задвижки при перепаде давления на затворе З Мпа;
герметичность по отношению к внешней среде;
герметичность в затворе по классу "С" и по классу "А" - ГОСТ 9544-93;
пропуск средств очистки и линейной диагностики.
Пример условного обозначения электропривода:
- "Электропривод "ЭПЦ-4000" Г.9(18).УХЛ1 ТУ 3791-012-00139181-2003";
- "ЭПЦ" - электропривод с циклическим повторно-кратковременным режимом работы;
- 4000 - максимальный крутящий момент на выходном звене, Нм;
- Г - тип присоединительного места к арматуре;
- 9(18) - максимальная частота вращения выходного звена, об/мин;
- УХЛ1 - климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150.
Тип и климатическое исполнение по ГОСТ 15150 - 69:
Большое распространение получили приводы Rotork IQ(интеллектуальные) и EH. Ранее использовались достаточно простые приводы Rotork-А.
Приводы Rotork IQ это:
o Электрические приводы;
o Пневматические приводы;
o Гидравлические приводы;
o Электрогидравлические приводы.
В настоящее время используются интеллектуальные электроприводы фирмы Rotork IQ95F30Z, IQ90 F25 B4 N=6,92 кВт, IQ12F10А N=0,21кВт все во взрывозащищенном исполнении 1ЕхdIIBT4 .
Приводы IQ предназначены для применения на много- и четвертьоборотной отсечной и регулирующей арматуре.
Диапазон крутящего момента 14-3000 Нм на выходном валу привода (только многооборотные приводы). При использовании в комбинации с редуктором IS или IB выходной крутящий момент может достигать 40800 Нм. Для четвертьоборотного применения используют приводы в комбинации с редуктором IW с крутящим моментом до 137000 Нм. На приводах имеется :
- Полностью встроенное управление двигателем ;
- Простая настройка без вскрытия корпуса ;
- Дискретное и аналоговое дистанционное управление и индикация, а также использование распространенных протоколов обмена данных;
- Полный пакет программных средств по анализу работы привода и арматуры.
Эти приводы являются устройствами с полным пакетом контрольных функций для электрического управления арматурой, состоящие из трехфазного мотора, червячно-зубчатого редуктора, реверсивного стартера с местным управлением, ограничением числа оборотов и момента через электронную логическую цепь и средствами мониторинга. Все элементы привода заключены в водонепроницаемую оболочку по стандарту IP68, NEMA 4 и 6 с двойной герметизацией. Все установки моментов и оборотов и конфигурирование индикаторных контактов осуществляется без открытия оболочки ручным Пультом Настройки IQ на ИК-лучах.
Общий вид Rotork привода показан на рисунке 12.18



Рисунок - Привод Rotork IQ

Электромотор: Трехфазный с изоляцией по классу F мотор типа ротор-статор специальной конструкции с низкой инерцией и высоким моментом. Время включения 15 минут каждый час при циклической нагрузке от 25% до 33% от номинального выходного момента. Нагрев при этом не превышает разрешенного для изоляции класса В. Стандартные напряжения питания 380, 415, 500 и 600 В для 50 Гц. Защита от выгорания встроенным термостатом с возможностью обхода при условиях экстренного закрытия. При необходимости более чем 60 стартов в час.
Большое распространение на нефтепроводах получили также задвижки немецкой фирмы MAW с электрическим и ручным приводами () такие как MAW 5.2, MAW 6.2, MAW 7.2 и т.п.
9. Основные требования безопасности при эксплуатации технологического оборудования и приспособлений для ремонта.
5.4.1 Ремонтное предприятие должно выполнять требования ТР ТС 010/2011 [1], ГОСТ Р 53672, ГОСТ 12.3.002, ГОСТ 12.3.005, ГОСТ 12.3.025.

5.4.2 Технологическое оборудование и приспособления для ремонта должны обеспечивать безопасную работу обслуживающего персонала, выполняющего ремонт арматуры.
5.4.3 Требования, предъявляемые к инструменту, используемому при разборке, ремонте, сборке и испытаниях арматуры:
а) съемники, ключи с изношенной рабочей поверхностью, трещинами, сколами, изношенной и помятой резьбой винтов использовать запрещается;
б) использование удлинителей рукояток ключей при разборке и затяжке крепежных деталей запрещается;
в) отвертки должны быть с исправной рабочей поверхностью и удобной рукояткой;
г) гаечные ключи должны соответствовать размерам гаек;
д) ручной инструмент с электро- или пневмоприводом перед использованием должен быть проверен и исправен;
е) при разборке сопрягаемые узлы и детали не должны самопроизвольно падать;
ж) работа с электроинструментом и оборудованием допускается только при наличии их заземления;
и) стационарные или передвижные площадки, используемые при сборочных работах должны находиться в исправном состоянии, соответствовать правилам по технике безопасности;
к) для деталей весом более 16 кг необходимо применять грузоподъемные механизмы;
л) зубила и крейцмейсели должны иметь длину не менее 150 мм, при этом, необходимо, чтобы их оттянутая часть составляла 60 - 70 мм, а верхняя часть должна быть конусной и иметь гладкую, сферическую поверхность;
м) при работе с зубилом и крейцмейселем необходимо использовать в качестве индивидуальной защиты очки «0» ГОСТ Р 12.4.230.1;
н) напильники не должны иметь затупленных и загрязненных поверхностей, работать разрешается только исправным инструментом;
п) пневмоинструмент разрешается присоединять к воздушному шлангу и отсоединять от него только после перекрытия подачи сжатого воздуха.
5.4.4 При механической обработке узлов и деталей арматуры должны соблюдаться требования безопасности в соответствии с ГОСТ 12.3.025.
5.5 Требования безопасности при погрузочно-разгрузочных работах - по ГОСТ 12.3.009. При разборке и сборке арматуры строповка должна выполняться в соответствии со схемой строповки, приведенной в РЭ на конкретное изделие.
Рабочие, которым при ремонте арматуры необходимо использовать грузоподъемные механизмы для перемещения грузов, должны пройти обучение специальности стропальщика в соответствии с ПБ 10-382-00.
Подъемно-транспортные механизмы должны быть оснащены надежными и исправными устройствами для торможения и фиксирования груза на любой высоте. Грузоподъемные механизмы должны испытываться на соответствующие нагрузки.
Грузоподъемные механизмы, не имеющие акта о проведении испытаний, удостоверяющего их допустимую грузоподъемность использовать запрещается.
Техническое обслуживание грузозахватных приспособлений и надзор за ними проводятся в соответствии с ПБ 10-382-00.
Категорически запрещается:
- производить работы всех видов по настройке, регулировке и устранению неполадок и дефектов арматуры при наличии рабочей среды и давления в трубопроводе;
- нахождение в зоне утечек рабочей среды;
- подтяжка резьбовых соединений арматуры, находящейся под давлением;
- складывать инструмент во внутренние полости труб и арматуры;
- установка запасных частей, не соответствующих требованиям РД;
- включение трубопроводов и арматуры в эксплуатацию до снятия предупреждающего плаката;
- пользоваться непроверенными и неисправленными грузоподъемными средствами;
- подъем деталей, узлов и арматуры в целом, масса которых превышает грузоподъемность крана;
- перемещение груза над людьми;
- подтаскивание арматуры крючком крана при оттяжке строп;
- эксплуатация грузозахватных приспособлений, срок службы которых истек;
- трение строп при подъеме арматуры о рядом расположенные металлоконструкции.
5.6 Основные требования безопасности при проведении гидро- и пневмоиспытаний:
- в ремонтном цехе или на ремонтном предприятии должна быть инструкция по технике безопасности при проведении гидро- и пневмоиспытаний.
- требования безопасности при проведении гидро- и пневмоиспытаний в соответствии с разделом 5 ГОСТ Р 53402.
10. Требования к сборке и отремонтированной арматуре
8.1 Сборка арматуры, как завершающая операция, должна являться и контрольной операцией по проверке правильности ремонта деталей и узлов, входящих в ее состав.
8.2 Сборка отремонтированной арматуры должна проводиться в соответствии с требованиями РД для конкретного изделия, а также настоящего стандарта.
Помещение сборочного участка арматуры рекомендуется изолировать от других помещений цеха.
Помещение сборочного участка должно быть хорошо освещенным, чистым и отвечать требованиям промышленной санитарии. В помещении не должны находиться предметы, не имеющие непосредственного отношения к сборке арматуры. Наличие на рабочих местах и инструментах загрязнений не допускается.
На участке сборки проведение работ, не связанных с окончательной сборкой арматуры, не допускается. Также не допускается проводить вблизи работы, связанные с образованием металлической стружки и пыли (сверление, развертка, запиловка).
Исполнителями завершающих работ по сборке должны быть слесари, изучившие устройство собираемой арматуры и технологию сборки.
Сборка арматуры должна производиться в условиях, исключающих возможность механических повреждений и загрязнений.
8.3 К сборке допускаются узлы и детали, удовлетворяющие требованиям РД.
8.4 Все узлы и детали, отремонтированные или вновь изготовленные, снятые с ремонтируемой арматуры и признанные годными к установке на арматуру без ремонта, а также полученные как запасные части, должны удовлетворять требованиям РД на конкретное изделие и пройти входной контроль в соответствии с СТ ЦКБА 082.
8.5 После ремонта, перед сборкой, все узлы и детали должны быть очищены от загрязнения, промыты и, при необходимости, обезжирены по СТ ЦКБА 046.
8.6 Зазоры между подвижными и сопрягаемыми узлами и деталями арматуры должны удовлетворять требованиям РД на конкретное изделие.
8.7 Размеры, допуски и шероховатость поверхности узлов и деталей арматуры после восстановления или изготовления должны соответствовать требованиям РД на конкретное изделие.
8.8 Все трущиеся поверхности деталей арматуры, кроме уплотнительных поверхностей запирающего элемента, должны быть смазаны смазкой в соответствии с требованиями РД на конкретное изделие.
8.9 Концы магистральных патрубков с разделкой «под приварку» на расстоянии 100 мм от разделки и поверхности разделки не окрашиваются, а покрываются консервационной смазкой. Посадочные поверхности магистральных фланцев и посадочная поверхность для присоединения привода не окрашиваются, а покрываются консервационной смазкой.
8.10 Допуск параллельности уплотнительных поверхностей присоединительных фланцев арматуры на каждые 100 мм диаметра должен находиться в пределах от 0,1 до 0,22 мм. Шероховатость уплотнительной поверхности должна соответствовать РД на конкретное изделие.
8.11 При сборке должны обеспечиваться плавность хода подвижных частей арматуры, а также сопряжение отдельных узлов, деталей и сборочных единиц с целью проверки зазоров и установочных размеров.
8.12 Затяжка резьбовых соединений должна проводиться равномерно последовательным затягиванием противоположно расположенных гаек.
Затяжка гаек должна выполняться крутящим моментом в три этапа: на первом этапе - 30 % от расчетного; на втором - 60 % и на третьем этапе - до полного, указанного в РД на конкретное изделие.
Зазор во фланцевых соединениях должен контролироваться в шести - восьми точках по окружности набором щупов.
8.13 Набивка и подтяжка сальника должна проводиться без перекосов, не повреждая рабочей поверхности шпинделя.
8.14 Затяжка сальника должна обеспечивать герметичность и не препятствовать свободному перемещению шпинделя. При набивке сальникового уплотнения кольца должны располагаться замками «в разбежку», причем разрезы соседних колец должны быть смещены на угол 90° с обязательным обжатием каждого кольца.
8.15 Набивка сальника должна проводиться так, чтобы фланец сальника углубился в сальниковую камеру в пределах от 3 до 5 мм, обеспечивая легкое перемещение шпинделя или штока при управлении маховиком без применения дополнительных рычагов.
8.16 При затяжке сальника с установленным в сальниковой камере фланцем сальника необходимо внутренний диаметр фланца сальника располагать концентрично относительно наружного диаметра шпинделя или штока.
В процессе затягивания гаек откидных болтов должно контролироваться наличие зазора между внутренним диаметром фланца сальника и наружным диаметром шпинделя или штока.
8.17 После окончания затяжки сальника, опуская и поднимая шпиндель (шток) должны быть проверены наличие зазора между шпинделем (штоком) и внутренним диаметром фланца сальника и отсутствие трения между рабочей поверхностью шпинделя (штока) и внутренней поверхностью фланца сальника.
Визуальным контролем должна быть проверена рабочая поверхность шпинделя (штока) на отсутствие каких-либо следов повреждения.
8.18 При сборке арматуры должно быть проверено прилегание запирающих элементов к седлу корпусов в соответствии с требованиями РД на конкретное изделие.
8.19 Настройку предохранительных клапанов следует проводить в соответствии с РД и РЭ на конкретное изделие.
8.20 Настройку электроприводов следует проводить в соответствии с РЭ на конкретное изделие.
8.21 Величина уровня шума во время работы арматуры не должна превышать 85 Дб на расстоянии 1,5 м от арматуры.
8.22 Для арматуры, к которой предъявляются требования по антистатичности, замена и/или ремонт деталей не должен увеличивать электрическое сопротивление «дорожек стока электростатических зарядов» между корпусом и подвижными частями арматуры.


Тема 7. Назначение, состав, порядок эксплуатации маслосистемы, системы сглаживания волн давления, вентиляционных систем и системы дренажа сбора и откачки утечек НПС.

Маслосистема.

Централизованная система смазки и охлаждения насосных агрегатов поставляется вместе с самим насосным агрегатом и предназначена для принудительной смазки подшипников насосов и электродвигателей. Она состоит из рабочего и резервного баков для масла Е-1 и Е-2, аварийного маслобака V, рабочего и резервного масляных насосов Н-1 и Н-2, фильтров для очистки масла Ф-1 и Ф-2 и маслоохладителей (аппаратов воздушного охлаждения АВОМ) Х-1 и Х-2. Масло из основного маслобака забирается масляным насосом, проходит через маслофильтр и подается в маслоохладители, откуда поступает в аварийный бак. Он расположен выше уровня оси вала насосов Н-1Н-2 и назван так потому, что служит для снабжения маслом подшипников в период отсутствия электроэнергии на станции. Из аварийного бака масло самотеком подается к подшипникам насосного агрегата и далее самотеком возвращается в маслобак.
















Схема системы смазки насосного агрегата:
1 – к подшипникам насосно-силовых агрегатов
2 – от подшипников насосно-силовых агрегатов
В качестве смазки подшипников применяется турбинное масло марки ТП-22, Т-30. Температура масла в коллекторе перед поступлением в подшипники насосного агрегата не должна быть выше 35єС, на выходе не выше 55єС. Давление масла в системе перед подшипниками должно находиться в пределах 0,060,08 МПа.
При работе маслосистемы происходят потери масла, которые восполняются с помощью специального масляного насоса Н-З из емкостей для хранения чистого масла, расположенных за пределами электрозала. Эти емкости служат для хранения как чистого, так и отработанного масла.
Для работы в системе смазки используются электронасосные агрегаты на базе шестеренных насосов, состоящие из насоса и электродвигателя, соединенных эластичной муфтой. Условные обозначения агрегата: Э электронасосный агрегат, Ш шестеренный, Ф фланцевый, Т топливный, М масляный, Г обогреваемый, числитель дроби округленное значение подачи агрегата в мі/ч, знаменатель давление на выходе, кг/смІ, буквы после дроби материал гидравлической части насоса.
Охлаждение масла в настоящее время производится с помощью аппаратов воздушного охлаждения масла типа АВМ. Эти аппараты имеют простые схемы, надежны в эксплуатации и не требуют предварительной подготовки теплоносителя. Они состоят из секций оребренных теплообменных труб различной длины (310 м), вентиляторов с электроприводом, диффузоров с жалюзи для регулировки расхода воздуха, несущих конструкций. Наружные поверхности теплообменных труб имеют оребрение.
В аппаратах типа АВМ может устанавливаться один или два вентилятора, последний вариант предпочтительнее, т. к. в этом случае улучшается теплообмен за счет более равномерного обдува поверхностей. Вентиляторы, используемые в АВО, осевого типа с высокой подачей (скорости лопастей достигают 6065 м/с) и сравнительно небольшим напором. Привод вентиляторов осуществляется от электродвигателей мощностью 10...100
кВт. Лопасти вентиляторов могут быть поворотными и неповоротными. Вентиляторы с поворотными лопастями позволяют регулировать расход и температуру масла.
В некоторых АВМ устанавливаются системы увлажнения воздуха, а также системы предварительного подогрева масла.
Камеры секций АВМ могут быть разъемными и неразъемными. Разъемные секции более удобны, т. к. дают возможность очистки внутренних поверхностей от отложений.
Пуск маслосистемы в работу выполняется следующим образом:
1. Перед заполнением системы производится ее очистка от механических частиц и промывка.
2. Заполнение маслосистемы производится через фильтрующие сетки.
3. В месте подвода трубопровода к узлу трения на трубопроводе устанавливаются сетки, а также дроссельные шайбы, позволяющие регулировать расход масла.
4 Замеряется уровень масла в емкостях.
4. Включается маслонасос.
6. Устанавливается необходимый расход масла в системе.
Правила эксплуатации системы маслоснабжения:
1. При работе маслосистемы должны регистрироваться температура и давление масла на входе в подшипники насосных агрегатов и температура подшипников. Температурный режим должен поддерживаться в системе в пределах, заданных в инструкции завода-изготовителя, и обеспечивать температуру подшипников насосных агрегатов не выше максимально допустимых величин.
2. Уровень масла в баках и давление масла должно быть в установленных пределах. Уровень контролируется автоматически с соответствующей сигнализацией.
3. Технологическая карта системы смазки, марка и качество применяемых масел должны соответствовать требованиям инструкций заводов-изготовителей маслоустановок.
В процессе эксплуатации насосных агрегатов должны периодически отбираться пробы масла и производиться химический анализ. Периодичность проведения анализов должна быть установлена не реже одного раза в квартал.
Независимо от сроков, указанных в инструкции завода-изготовителя маслоустановки, масло должно быть заменено свежим при выявлении одного из признаков:
содержание механических примесей свыше 1,5 %;
содержание воды в масле свыше 0,25 %;
кислотность свыше 1,5 мг КОН на 1 г масла;
температура вспышки и воспламенения в открытом тигле ниже 150°С;
в масле обнаружена нефть.
4. Для каждого типа насосного агрегата должна быть установлена периодичность отбора проб и проверки качества масла.
5. Во избежание повышенного износа насосов и двигателей разрешается применять только те марки масел, которые были рекомендованы заводом-изготовителем.
6. Масло от поставщика должно приниматься при наличии паспорта на него. В противном случае приемка должна осуществляться только после проведения соответствующих анализов.
7. Для каждого типа насосов и двигателей устанавливаются соответствующие нормы расхода масла на основе заводских эксплуатационных данных.
8. Элементы системы смазки (трубопроводы, баки, фильтры и т. д.) должны подвергаться периодической очистке.
Техническое обслуживание системы заключается в устранении неисправностей без вмешательства в работу системы, а именно: наружный осмотр, очистка наружных поверхностей от загрязнений, ликвидация течей во фланцевых соединениях, проверка состояния и промывка фильтрующей сетки, используемой при заливке масла и т. д. Периодичность технического обслуживания маслосистемы и планового диагностического контроля составляет 700 ч, текущего ремонта 8400 ч, а капитального ремонта маслосистемы 42000 ч.
Основные неисправности системы смазки, их причины и способы обнаружения представлены в таблице.

Признаки неработоспособности
Приборы
и методы контроля
Причина неработоспособности

Давление в конце масляной линии (перед подшипниками) менее 0,118 МПа (1,2 кг/смІ) или указанного в паспорте на маслосистему
По показаниям манометров
Неправильно отрегулирован предохранительно-перепускной клапан.
Рабочее давление больше давления перепуска.
Недостаточно масла в баке. Засорение маслофильтров. Неисправен маслонасос.

Перепад давления в маслофильтре более указанного в паспорте
По показаниям манометров
Засорение маслофильтров

Температура масла после маслоохладителя более 55єС
Термодатчики
Неисправности АВО.
Недостаточное поступление масла к подшипникам.
Грязное масло.

Температура масла а входе в подшипники насосных агрегатов более 55єС или указанной в паспорте



Наличие воды и механических примесей в масле
По результатам анализа масла
Произведена недостаточная очистка маслоохладителей, маслобаков и трубопроводов

Наличие нефти в масле
По результатам анализа масла
Повреждены уплотнения подшипников насосных агрегатов между масляной и нефтяной полостями
Переполнение полостей слива нефти из торцовых уплотнений (корыт насоса) в результате повышенной утечки через торцовые уплотнения


Система сглаживания волн давления (ССВД)

Система сглаживания волн давления (ССВД) предусматривается для промежуточных НПС МТ номинальным диаметром DN700 и более. Блок гашения ударных волн (БГУВ) предназначен для защиты трубопровода от гидравлического удара. Сглаживание происходит за счёт сброса энергии части нефти в безнапорную емкость. Система работает на основе шлангового клапана типа «Флекс-Фло» для гашения волны. Схема работы клапана «Флекс-Фло» приведена на рисунке.
Гидравлический удар возникает из-за резкого увеличения гидравлического сопротивления, вызванного остановкой насосного агрегата или НПС. Ударная волна распространяется навстречу движения нефти, при этом стенки трубопровода и оборудование испытывают импульсное воздействие повышения давления, что может привести порыву.
При остановке НПС-2 открываются клапаны БГУВ, находящейся на этой же НПС, происходит сброс энергии ударной волны в безнапорную ёмкость. В результате этого происходит медленный рост давления в трубопроводе, т.е. БГУВ ограничивает скорость нарастания давления в трубопроводе. Время открытия клапанов, а, следовательно, и скорость нарастания давления, определяется настройкой БГУВ.
БГУВ, например на НПС-2, может сработать и при остановке последующих НПС (НПС-3, НПС-4), в том случае, если скорость нарастания давления на НПС-2, вызванное остановкой НПС-3 или НПС-4 будет выше параметров настройки БГУВ, НПС-2.
Принцип работы БГУВ: при остановке НПС давление внутри сердечника клапана резко повышается, а давление в камере, над резиновым «чулком», из-за наличия дроссельного клапана и воздушного мешка в аккумуляторе будет повышаться медленно. В результате этого «чулок» открывает щели сердечника и происходит сброс нефти в безнапорную ёмкость. Сброс происходит до тех пор, пока давление в воздушной камере, над «чулком» не сравняется с давлением в трубопроводе и резиновый «чулок» плотно закрывает щели сердечника. Обратный клапан необходим для сброса давления в воздушной камере, минуя дроссельный клапан при снижении давления в трубопроводе. Скорость нарастания давления, а следовательно, и время открытия клапана определяется степенью открытия дроссельного клапан.
Дроссель настраивается таким образом, чтобы время нарастания давления на приёме НПС при остановке агрегата составляло от 60 до 90 секунд.
Для трубопровода диаметром DN1200 БГУВ состоит из шести клапанов «Флекс-Фло», шести аккумуляторов ёмкостью 150 л, двух дроссельных и обратных клапанов (по одному на три клапана), разделительного бака ёмкостью 1000 л, шарового крана.
При не соблюдении порядка включения системы в работу может произойти открытие клапанов, что приведёт к переливу ёмкости.
Минимальное количество работающих клапанов для трубопровода номинальным диаметром DN1200 составляет 4 шт.
Техническое состояние ССВД определяется:
- при проведении проверки эффективности срабатывания ССВД;
- при проведении осмотров дежурным персоналом, персоналом УО МТО.
Осмотр проводится с периодичностью: оперативный персонал – 2 раза в смену; специалисты участков по обслуживанию МТО – не реже 1 раза в день; заместитель начальника ПС (главный инженер) - не реже 1 раза в 2 дня; начальник ПС – 1 раз в неделю; и после каждого срабатывания ССВД.
При осмотрах оборудования контролируется:
- отсутствие протечек нефти через клапаны из-за возможного засорения или повреждения манжет клапанов (уплотнений между поршнем и седлом) (при прослушивании всех линий клапанов);
- отсутствие утечек разделительной жидкости и нефти, положение вентилей согласно
рабочему состоянию устройства, положение лимба переменных дросселей на значениях, установленных при настройке (данные по настройке с указанием положения лимба должны быть отражены в паспорте (формуляре);
- положение задвижек на рабочих линиях (полностью открыты), кнопки «стоп» (не застопорены), отсутствие течи сальниковых устройств, надежность узлов крепления электропривода;
- длительность цикла откачки нефти из безнапорной емкости и пауз между циклами после каждого срабатывания. Удлинение цикла откачки и сокращение пауз между ними по сравнению с обычным является признаком дополнительного поступления нефти в емкость или неисправности системы откачки (насосов).
Контролируемые параметры оборудования ССВД приведены в таблице
Оборудование
Контролируемый параметр


1
2

Емкость сброса нефти
Уровень нефти. Визуальный контроль – 1 раз в сутки: не должно быть изменения уровня, если не происходило срабатывание системы ССВД и не проводились работы по откачке нефти из емкостей

Разделительный бак
Уровень в разделительном баке – после срабатывания ССВД

Блок-бокс
Температура воздуха в блок-боксе – 1 раз в сутки (не менее 5 °С)

Сбросной трубопровод
Отсутствие нефти – по наличию противодавления после клапана (при сбросе в РВС), по прибору в операторной

Клапаны
Отсутствие протечек.
Противодавление (при сбросе в РВС) после клапана, по приборам в операторной.
Наличие потока через клапан (индивидуально по каждому клапану, по датчику наличия потока через клапан или при прослушивании)

Насосы откачки нефти
с емкостей сброса
Давление на выходе насоса откачки.
Температура подшипников насоса откачки (при наличии датчиков).
Герметичность уплотнения вала насоса

Пневмогидро-
аккумуляторы
Давление азота/воздуха (после срабатывания ССВД).
Давление разделительной жидкости (после срабатывания ССВД)


Результаты осмотров, выявленные и устраненные дефекты, регистрируются в журнале результатов обхода объектов ПС и паспорте (формуляре) на ССВД.
Сведения о выполненных работах при проведении ТО оборудования ССВД заносятся в паспорт (формуляр). При внесении сведений допускается делать ссылку на пункты технологической карты или настоящего документа.
Проверка эффективности работы ССВД и проведение ТР оформляются актами с указанием объема выполненных работ и с приложением графического изображения роста давления по отношению к времени. Акты хранятся до завершения эксплуатации оборудования. При внесении сведений о проведенных проверках эффективности или ТР в паспорт (формуляр) указывается номер акта и результаты проведенных работ.

Система вентиляции

В процессе эксплуатации оборудования НПС (насосов, задвижек и др.) в воздухе помещений выделяются вредные для здоровья людей газы, пары, пыль, а также избыточное тепло. Для поддержания в помещениях состава и состояния воздуха, удовлетворяющих санитарно-гигиеническим требованиям, применяются вентиляционные установки, которые классифицируются по назначению, способу перемещения воздуха и принципу организации воздухообмена.
По назначению вентиляционные системы подразделяются на вытяжные, приточные и приточно-вытяжные. Вытяжные системы предназначены для организованного удаления загрязненного воздуха из помещений приточные - для организованной подачи свежего воздуха в помещения, приточно-вытяжные для одновременного организованного притока свежего и вытяжки загрязненного воздуха из помещений. По способу перемещения воздуха различают естественную и принудительную вентиляцию. При естественной вентиляции перемещение воздуха происходит за счет разности его плотностей снаружи и внутри помещений, либо под действием ветра. В последнем случае используются дефлекторы специальные насадки, устанавливаемые на выходе вытяжных труб или шахт, а также непосредственно над вытяжными отверстиями в крышах производственных зданий, предназначенные для усиления вытяжки воздуха из помещения.
Наиболее распространены дефлекторы конструкции ЦАГИ. Принцип их действия заключается в том, что при обтекании ветром корпуса дефлектора с наветренной стороны (справа) возникает небольшое повышение давления, с подветренной стороны (слева) возникает зона разрежения, способствующая вытяжке воздуха из помещения.
При принудительной вентиляции с механическим побуждением для перемещения воздуха используются осевые и центробежные (радиальные) вентиляторы.
В зависимости от состава перемещаемого воздуха вентиляторы изготавливают в антикоррозионном исполнении для перемещения агрессивных сред (в этом случае применяют материалы, стойкие к воздействию агрессивных примесей) и во взрывоопасном исполнении для перемещения взрывоопасных смесей (их изготовляют с колесом, кожухом и входными патрубками из алюминия или дюралюминия).
Основными показателями работы вентилятора являются подача, развиваемое давление, мощность на валу вентилятора и коэффициент полезного действия.
По принципу организации воздухообмена вентиляция может быть общей, местной или смешанной. Назначение общей вентиляции разбавление загрязненного воздуха свежим во всем объеме рабочей зоны с тем, чтобы содержание вредностей в нем не превышало допустимых концентраций. Местная вентиляция обеспечивает удаление загрязненного воздуха из мест образования вредностей, не допуская их распространение по помещению. При смешанной вентиляции приток в помещение свежего воздуха осуществляется с использованием вентиляторов, а вытяжка естественным путем.
Часовое количество подаваемого или извлекаемого воздуха (в мі), отнесенное к объему помещения, носит название кратности воздухообмена.
В помещениях насосных устанавливают местные отсосы от камер уплотнений насосов при перекачке высокосернистых нефтей (более 2 % серы); вытяжная вентиляция для верхней зоны проектируется естественной и рассчитывается на удаление 20 % воздуха от общего расхода, а для нижней зоны механической в объеме 80 % удаляемого воздуха.
Приточная вентиляция в теплый период - естественная, в холодный - естественная для помещений объемом менее 300 мі.
В камерах с задвижками и другим технологическим оборудованием, пунктах и помещениях регулирования давления и расхода нефти канализационных насосных вытяжная вентиляция должна быть естественной для верхней зоны и механической для нижней (с кратностью 8 обменов в час). Приточная вентиляция проектируется естественной.
Во всех помещениях объектов транспорта нефти и нефтепродуктов, заглубленных на 0,5м и более ниже уровня спланированной поверхности земли, при наличии взрывоопасных газов и паров относительной (по воздуху) плотностью более 0,8 проектируют механическую вытяжку из нижней зоны не менее трехкратного воздухообмена в час с установкой вентиляционного агрегата во взрывоопасном исполнении выше уровня земли. Для приямков глубиной более 0,5 м, расположенных в помещениях или на участках с производствами категорий А, Б или Е, в которых обращаются горючие газы или пары относительной плотностью 0,8, а также легковоспламеняющиеся и горючие жидкости, предусматривают приточную и вытяжную вентиляцию с механическим побуждением кратностью не менее 20 воздухообменов в час.
В помещениях или на участках с производствами, в которые обращаются газы или пары относительной плотностью менее 0,8, для приямков глубиной 1 м и менее допускается вентиляцию не предусматривать.
В зимний период времени наружный воздух должен подаваться в помещения подогретым. Для этого преимущественно применяют стальные пластинчатые калориферы. Они состоят из стальных трубок, на которые для увеличения площади поверхности нагрева насаживают ребра в виде плоских пластин или спирально навитой ленты. По трубкам проходит теплоноситель пар давлением р = 0,1 МПа или горячая вода с температурой до 150°С, а воздух омывает нагретые трубки и ребра.
Помимо санитарно-гигиенических функций подача воздуха в помещения насосных осуществляется с целью охлаждения электродвигателей насосных агрегатов и создания в их корпусе избыточного давления.
Применяют разомкнутый и замкнутый циклы вентиляции. В первом случае (рис. б) атмосферный воздух через защитную сетку 4 засасывается внешним вентилятором 5 и по подводящему воздуховоду 2 подается в корпус электродвигателя 1, из которого по отводящему воздуховоду 3 он возвращается в атмосферу.

[ Cкачайте файл, чтобы посмотреть картинку ]
Схема вентиляции электродвигателей, продуваемых под избыточным давлением:
а) - с замкнутым циклом,
б) - с разомкнутым циклом;



1 - электродвигатель;
2 - подводящий воздуховод;
3 - отводящий воздуховод;
4 - защитные сетки;
5 - внешний вентилятор;
6 - регулировка расхода воздуха;
7 - места присоединения импульсных трубок сигнализатора падения давления СПДМ;
8 - рециркуляционный воздуховод;
9 - регулирующая заслонка;
10 - задвижка на отводящем воздуховоде


При замкнутом цикле вентиляции (рисунок а) движение воздуха через электродвигатель закольцовано, благодаря наличию рециркуляционного воздуховода 8. Его охлаждение осуществляется водой в воздухоохладителях. Регулирование давления в корпусе электродвигателя осуществляется заслонкой 9. Регулирование расхода воздуха осуществляется заслонкой 6
Давление, необходимое для прохода охлаждающего воздуха через электродвигатель, создается вентиляторами, имеющимися на его валу. Сопротивление воздуховодов системы воздушного охлаждения преодолевается благодаря внешнему вентилятору. Воздуховоды выполняют из несгораемых материалов, образующих механически прочную и газоплотную конструкцию.
К системе охлаждения электродвигателей, расположенных во взрывоопасных помещениях, предъявляются следующие требования:
- корпус электродвигателя и воздуховоды в пределах помещения должны находиться под избыточным давлением, во избежание попадания в них взрывоопасных газов и паров из помещения; избыточное давление в корпусе электродвигателя должно быть не менее 600 Па, а в воздуховодах не менее 250 Па;
- перед включением в работу каждый электродвигатель должен быть продут чистым воздухом в течение 2. . .3 мин;
- воздух, забираемый снаружи и поступающий в электродвигатель, должен быть чистым, для чего он предварительно пропускается через самоочищающиеся масляные фильтры;
- температура воздуха, поступающего в электродвигатель, должна быть не ниже 5 и не выше 40°С; для ее достижения используются калориферы.
Насосный зал является помещением с взрывоопасной средой и по взрывопожароопасности относится к категории А. Подача воздуха производится вентиляционными установками в рабочую зону помещения с подогревом (в зимний период) электрокалориферами. Удаление загрязненного воздуха осуществляется из нижней зоны вытяжными вентустановками.
В зависимости от компоновки магистральной насосной системы вентиляции могут отличаться. На рисунке представлена схема вентиляции магистральной насосной с разделительной стеной.

13 EMBED Visio.Drawing.6 1415
В помещении электрозала предусмотрена система подпорной вентиляции с вентустановками с подогревом воздуха в электрокалориферах в зимний период.
Кроме того, электрозал оборудуется системой беспромвальной вентиляции.
Система беспромвальной вентиляции предназначена для создания избыточного давления в камерах на диафрагмах магистральных насосов (соединение полумуфтами насос - электродвигатель) для предотвращения попадания нефтяных газов в электрозал (давление должно быть не менее 10 мм. вод. ст.).
Система беспромвальной вентиляции состоит из 2х вентустановок в электрозале, системы воздуховодов на выкиде, подвода к камерам, обратных клапанов - 2 шт.
В состав вентиляционного оборудования входят: центробежные и осевые вентиляторы; калориферы (электрические, паровые и водяные); воздуховоды с регулирующими и обратными клапанами, воздухораспределителями и дефлекторами.
Каждой вентиляционной установке присваивается условное сокращённое обозначение и порядковый номер (ПУ-1, ВУ-2 и т.д.).
Помещение насосного зала магистральной насосной НПС согласно ПУЭ относится к классу взрывопожароопасных зон В-1А и, соответственно, всё оборудование вытяжных вентустановок (вентиляторы, электродвигатели, клапаны, шиберы) выполнены во взрывобезопасном исполнении.

Техническое обслуживание и ремонт систем вентиляции
(РД-75.200.00-КТН-037-13 «Руководство по техническому обслуживанию и ремонту оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций»)
Общие положения
Требования настоящего раздела распространяются на системы вентиляции, в которые входят:
центробежные вентиляторы;
осевые вентиляторы;
крышные вентиляторы;
канальные вентиляторы;
воздуховоды;
калориферы;
дефлекторы;
клапаны обратные и противопожарные;
воздухораспределители;
заслонки.
В перечень контролируемых параметров систем вентиляции входят:
давление воздуха в камере беспромвального соединения НА;
давление воздуха на выходе приточного вентилятора электрозала;
давление воздуха подпорной вентиляции электродвигателей;
давление воздуха на выходе вытяжного вентилятора МНС, технологических помещений оборудованных технологическими трубопроводами и оборудованием, содержащим нефть или нефтепродукты.
Осмотр вентиляционного оборудования и других элементов систем вентиляции, обслуживающих помещения категорий А, Б и В, должны проводиться не реже 1 раза в сутки. Обнаруженные при этом неисправности подлежат немедленному устранению.
Проверка эффективности работы систем вентиляции и системы аварийной вентиляции технологических помещений должна проводиться специализированной организацией или аттестованной лабораторий ОСТ по графику, утвержденным главным инженером РНУ (УМН), не реже 1 раза в год, а также после КР и реконструкции.
При этом проводится аэродинамическое испытание систем вентиляции для проверки соответствия систем вентиляции проектным решениям с определением:
производительности общеобменной вентиляции, резервных вентиляторов и аварийной вентиляции;
полного давления развиваемого вентиляторами;
скорость развития давления при пуске вентилятора;
количества воздуха, проходящего по ответвлениям и магистральным участкам;
отсутствия подсосов и утечек воздуха;
перепад давления между насосной и смежными помещениями;
кратность воздухообмена систем вентиляции.
По результатам испытания сопоставляются данные фактических режимов работы оборудования системы вентиляции с проектными, определяются неисправности, дефекты системы и планируется соответствующий объем ремонтных работ.

Периодичность и объем работ по ТОР систем вентиляции
Периодичность и объем ТОР систем вентиляции приведены в таблице.
Таблица – Периодичность и объем ТОР систем вентиляции
Объем работ
Периодичность выполнения работ

1
2

1 Вентиляционные камеры, шахты забора и выброса воздуха

2 ТО

2.1 Проверка плотности соединений переходов от вентилятора в камеру, состояния мест прохода шахт через кровлю
1 раз в 3 месяца

2.2 Проверка состояния сеток, жалюзийных решеток и зонтов над шахтами


2.3 Очистка сеток и жалюзийных решеток на шахтах


2.4 Проверка герметичности строительных конструкций шахт, тепловой и звуковой изоляции, общего состояния шахт


2.5 Проверка болтовых креплений


2.6 Проверка состояния фундаментов


2.7 Осмотр опорных конструкций (выявление вмятин, пробоин, коррозии; проверка качества окраски)


3 ТР

3.1 Работы в объеме ТО, а также указанные ниже
1 раз в 12 месяцев

3.2 Подтягивание соединений с заменой болтов (при ослаблении и наличии дефектов)


3.3 Замена неисправных сеток и жалюзийных решеток в шахтах


3.4 Восстановление антикоррозионного покрытия элементов


4 КР

4.1 Работы в объеме ТР, а также указанные ниже
по результатам технического диагностирования

4.2 Ремонт вентиляционных камер, шахт забора и выброса воздуха


5 Вентиляторы

6 ТО

6.1 Замер переносным прибором вибрации на подшипниковых опорах и фундаментных болтах (при креплении без амортизаторов) до и после ремонтов
1 раз
в 3 месяца

6.2 Проверка состояния кожуха и соединений отдельных его элементов (выявление вмятин, пробоин, прокорродировавших мест)


6.3 Смазка подшипников
1 раз
в 3 месяца

6.4 Проверка состояния муфт, валов, ременной передачи (натяжение ремней), посадки шкива на валу, правильности направления вращения рабочего колеса на валу


6.5 Проверка правильности взаимного расположения электродвигателя и вентилятора (при ременной передаче), а также горизонтальности установки вентилятора на фундаменте или площадке


6.6 Подтяжка креплений вентиляторов


6.7 Проверка фиксаторов положения дросселей, шиберов


6.8 Проверка состояния мягких вставок, виброоснований вентиляторов и целостности рамы вентилятора, внешнее состояние заземления


6.9 Кратковременное включение редко используемых и резервных вентиляторов, для проверки срабатывания, с записью в формуляре вентсистемы


7 ТР

7.1 Работы в объеме ТО, а также указанные ниже
1 раз в год

7.2 Исправление вмятин, дефектов сварных швов в кожухе вентилятора, при необходимости – замена кожуха


7.3 Подтягивание всех креплений и замена дефектных болтовых соединений


7.4 Проверка состояния рабочего колеса (выявление погнутости, загрязнения, некомплектности лопаток) (при наличии недопустимых дефектов лопаток - замена)


7.5 Проверка зазора между кромкой входного патрубка центробежного вентилятора и кромкой переднего диска колеса (как в радиальном направлении, так и в направлении оси вала зазор не должен превышать 1 % от диаметра рабочего колеса)


7.6 Проверка зазора между лопатками крыльчатки и обечайкой осевых вентиляторов (не должен превышать 0,5 % от диаметра крыльчатки)


7.7 Замена отдельных лопаток, заварка трещин в рабочем колесе


7.8 Проверка посадки рабочего колеса на валу


7.9 Проверка состояния подшипников, вала (при наличии дефектов замена)


7.10 Проверка балансировки рабочего колеса (при правильной балансировке рабочее колесо должно останавливаться в любых положениях, не возвращаясь в исходное)


7.11 Проверка вращения рабочего колеса (легкость вращения, отсутствие задевания о кожух, биения или смещения на валу)


7.12 Замена ремня


7.13 Проверка состояния рамы, при необходимости ремонт


7.14 Очистка вентилятора от загрязнений. Восстановление антикоррозионного покрытия в соответствии с разделом 27 настоящего документа


8 КР

8.1 Работы в объеме ТР, а также указанные ниже
1 раз в 6 лет

8.2 Замена вала, подшипников


8.3 Балансировка рабочего колеса на балансировочном станке


8.4 Ремонт рамы, оснований


8.5 Полная окраска вентилятора и установочной площадки


9 Воздуховоды, клапана обратные и противопожарные (огнезадерживающие)

10 ТО

10.1 Проверка плотности всех соединений с подтяжкой болтов
1 раз
в 3 месяца

10.2 Выявление вмятин, пробоин, прокорродировавших мест


10.3 Проверка состояния элементов жесткости воздуховодов и каркасов местных отсосов


10.4 Проверка элементов крепления (подвесок, хомутов, кронштейнов)


10.5 Проверка работоспособности шиберов, дроссель-клапанов и других запорных и регулирующих устройств (все дросселирующие устройства должны быть снабжены указателями степени их закрытия и закрепления в положениях, установленных при регулировке установки)


10.6 Визуальная проверка технического состояния клапанов обратных и огнезадерживающих на наличие трещин и других дефектов. Визуальный контроль положения заслонки по указателю на приводе или технологические отверстия. Проверка крепления клапанов к воздуховоду


10.7 Проверка действия воздуховыпускных и воздухозаборных устройств на сети воздуховодов


10.8 Проверка качества антикоррозионного покрытия


10.9 Поверка состояния проходов воздуховодов через стены и перекрытия


10.10 Отвод конденсата в канализацию, на вытяжных системах, в которых происходит выпадение конденсата, выполняется при обнаружении конденсата


10.11 Проверка заземления


11 ТР

11.1 Все работы выполняемые при ТО, а также указанные ниже
1 раз
в 12 месяцев

11.2 Проверка функционирования огнезадерживающих и обратных клапанов. Устранение возникших неисправностей


11.3 Исправление вмятин, устранение погнутостей, заделка пробоин


11.4 Замена отдельных негодных элементов конструкций


11.5 Восстановление исправности сеток и решеток


11.6 Устранение неисправностей в запорных и регулирующих устройствах


11.7 Регулировка положения установленных местных отсосов


11.8 Очистка воздуховодов и местных отсосов в доступных без разборки местах


11.9 Замена теплоизоляции воздуховодов


11.10 Ремонт антикоррозионного покрытия (при необходимости)


12 Дефлекторы

12.1 Контроль исправности управления заслонками
1 раз
в 3 месяца

12.2 Контроль технического состояния мест крепления дефлекторов



Признаки и возможные причины возникновения неработоспособности вентиляционных установок приведены в таблице

Таблица ( Признаки и причины неработоспособности систем вентиляции
Признаки неработоспособности
Причины неработоспособности

1
2

Повышенная вибрация, шум
Неудовлетворительная центровка вентилятора и электродвигателя.
Дисбаланс крыльчатки вентилятора из-за деформации или поломки лопастей.
Ослабление крепления фундаментных болтов или болтов крепления корпуса подшипника.
Износ подшипников.

Недостаточная кратность воздухообмена, снижение напора воздуха в контролируемых точках отбора по сравнению с предыдущими замерами (по результатам аэродинамических испытаний при проверке эффективности работы вентиляционной системы)
Трещины и сквозные коррозионные износы материала воздуховодов и кожуха вентилятора.
Засорение проточной части воздуховодов.
Выход воздуха в местах соединений отдельных частей воздуховода.
Поломка лопастей вентилятора.
Несоответствие частоты вращения электродвигателя вентилятора проектному значению.

Изменение шума с появлением высокочастотных составляющих (свиста)
Нарушение герметичности соединений вентилятора с воздухозаборной шахтой или воздуховодом; наличие трещин или сквозных коррозионных язв в воздуховоде.

Снижение температуры воздуха в помещении
Дефекты калорифера (утечка горячей воды или воздуха из-за негерметичности труб или соединений).
Засорение нагнетательной части воздуховода (от калорифера к помещению).
Недостаточная температура горячего теплоносителя.

Повышенный нагрев подшипников (свыше 60(С)
Недостаточное количество смазки.
Использование марки масла не соответствующее инструкции завода-изготовителя.
Заедание смазочных колец подшипников скольжения.
Перекос валов вентилятора и электро двигателя.
Износ подшипников.

Стук внутри механизма
Попадание посторонних предметов в корпус вентилятора.
Задевание вращающихся частей о неподвижные.


Требования к оформлению технической документации
Объемы выполненных работ при проведении ТО систем вентиляции заносятся в паспорт (формуляр). Паспорт (формуляр) на систему вентиляции оформляется в соответствии с Е.5 (приложение Е) РД-75.200.00-КТН-037-13. При внесении сведений допускается делать ссылку на пункты технологической карты или настоящего документа.
Сведения о выполненных работах при проведении ТО вентиляционных агрегатов заносятся в паспорт (формуляр). Паспорт (формуляр) на вентиляционный агрегат оформляется в соответствии с Е.1 (приложение Е) РД-75.200.00-КТН-037-13. При внесении сведений допускается делать ссылку на пункты технологической карты или настоящего документа.
По результатам вибрационного контроля вентиляционных агрегатов составляется акт, в котором должны быть приведены:
схема замеров с указанием значений СКЗ виброскорости на подшипниковых опорах и анкерах агрегата;
наименование прибора замера вибрации с датой поверки;
выводы с оценкой технического состояния с учетом предыдущих замеров;
должность, ФИО, подпись лица, проводившего контроль.
Ссылка на акт замера и выводы по работе вентиляционного агрегата, с учетом предыдущих замеров, должны также быть внесены в паспорт (формуляр) на вентиляционный агрегат.
Сведения о проведенном ТР, с указанием объема выполненных работ, оформляются актом выполненных работ. Акт хранится до завершения эксплуатации систем вентиляции. При внесении сведений о проведенных ТР в паспорт (формуляр) указывается номер акта и результаты ремонта.

Система сглаживания волн давления (ССВД)

Система сглаживания волн давления (ССВД) предусматривается для промежуточных НПС МТ номинальным диаметром DN700 и более. Блок гашения ударных волн (БГУВ) предназначен для защиты трубопровода от гидравлического удара. Сглаживание происходит за счёт сброса энергии части нефти в безнапорную емкость. Система работает на основе шлангового клапана типа «Флекс-Фло» для гашения волны. Схема работы клапана «Флекс-Фло» приведена на рисунке.

Рисунок – Схема работы клапана «Флекс-Фло»

Гидравлический удар возникает из-за резкого увеличения гидравлического сопротивления, вызванного остановкой насосного агрегата или НПС. Ударная волна распространяется навстречу движения нефти, при этом стенки трубопровода и оборудование испытывают импульсное воздействие повышения давления, что может привести порыву.
При остановке НПС-2 открываются клапаны БГУВ, находящейся на этой же НПС, происходит сброс энергии ударной волны в безнапорную ёмкость. В результате этого происходит медленный рост давления в трубопроводе, т.е. БГУВ ограничивает скорость нарастания давления в трубопроводе. Время открытия клапанов, а, следовательно, и скорость нарастания давления, определяется настройкой БГУВ.
БГУВ, например на НПС-2, может сработать и при остановке последующих НПС (НПС-3, НПС-4), в том случае, если скорость нарастания давления на НПС-2, вызванное остановкой НПС-3 или НПС-4 будет выше параметров настройки БГУВ, НПС-2.
Принцип работы БГУВ: при остановке НПС давление внутри сердечника клапана резко повышается, а давление в камере, над резиновым «чулком», из-за наличия дроссельного клапана и воздушного мешка в аккумуляторе будет повышаться медленно. В результате этого «чулок» открывает щели сердечника и происходит сброс нефти в безнапорную ёмкость. Сброс происходит до тех пор, пока давление в воздушной камере, над «чулком» не сравняется с давлением в трубопроводе и резиновый «чулок» плотно закрывает щели сердечника. Обратный клапан необходим для сброса давления в воздушной камере, минуя дроссельный клапан при снижении давления в трубопроводе. Скорость нарастания давления, а следовательно, и время открытия клапана определяется степенью открытия дроссельного клапан.
Дроссель настраивается таким образом, чтобы время нарастания давления на приёме НПС при остановке агрегата составляло от 60 до 90 секунд.
Для трубопровода диаметром DN1200 БГУВ состоит из шести клапанов «Флекс-Фло», шести аккумуляторов ёмкостью 150 л, двух дроссельных и обратных клапанов (по одному на три клапана), разделительного бака ёмкостью 1000 л, шарового крана.
При не соблюдении порядка включения системы в работу может произойти открытие клапанов, что приведёт к переливу ёмкости.
Минимальное количество работающих клапанов для трубопровода номинальным диаметром DN1200 составляет 4 шт.

Техническое обслуживание и ремонт оборудования ССВД

Техническое состояние ССВД определяется:
- при проведении проверки эффективности срабатывания ССВД;
- при проведении осмотров дежурным персоналом, персоналом УО МТО.
Осмотр проводится с периодичностью: оперативный персонал – 2 раза в смену; специалисты участков по обслуживанию МТО – не реже 1 раза в день; заместитель начальника ПС (главный инженер) - не реже 1 раза в 2 дня; начальник ПС – 1 раз в неделю; и после каждого срабатывания ССВД.
При осмотрах оборудования контролируется:
- отсутствие протечек нефти через клапаны из-за возможного засорения или повреждения манжет клапанов (уплотнений между поршнем и седлом) (при прослушивании всех линий клапанов);
- отсутствие утечек разделительной жидкости и нефти, положение вентилей согласно
рабочему состоянию устройства, положение лимба переменных дросселей на значениях, установленных при настройке (данные по настройке с указанием положения лимба должны быть отражены в паспорте (формуляре);
- положение задвижек на рабочих линиях (полностью открыты), кнопки «стоп» (не застопорены), отсутствие течи сальниковых устройств, надежность узлов крепления электропривода;
- длительность цикла откачки нефти из безнапорной емкости и пауз между циклами после каждого срабатывания. Удлинение цикла откачки и сокращение пауз между ними по сравнению с обычным является признаком дополнительного поступления нефти в емкость или неисправности системы откачки (насосов).
Контролируемые параметры оборудования ССВД приведены в таблице.
Оборудование
Контролируемый параметр


1
2

Емкость сброса нефти
Уровень нефти. Визуальный контроль – 1 раз в сутки: не должно быть изменения уровня, если не происходило срабатывание системы ССВД и не проводились работы по откачке нефти из емкостей

Разделительный бак
Уровень в разделительном баке – после срабатывания ССВД

Блок-бокс
Температура воздуха в блок-боксе – 1 раз в сутки (не менее 5 °С)

Сбросной трубопровод
Отсутствие нефти – по наличию противодавления после клапана (при сбросе в РВС), по прибору в операторной

Клапаны
Отсутствие протечек.
Противодавление (при сбросе в РВС) после клапана, по приборам в операторной.
Наличие потока через клапан (индивидуально по каждому клапану, по датчику наличия потока через клапан или при прослушивании)

Насосы откачки нефти с емкостей сброса
Давление на выходе насоса откачки.
Температура подшипников насоса откачки (при наличии датчиков).
Герметичность уплотнения вала насоса

Пневмогидро-
аккумуляторы
Давление азота/воздуха (после срабатывания ССВД).
Давление разделительной жидкости (после срабатывания ССВД)


Периодичность и объем работ по ТОР оборудования ССВД

Периодичность и объем работ по ТОР ССВД приведены в таблице.
Таблица ( Периодичность и объем работ по ТОР ССВД
№ п/п
Объем работ
Периодичность выполнения работ

1
2
3

1
Проверка эффективности работы ССВД (сравнивается скорость повышения давления на приеме ПС при ее остановке с расчетной, указанной в руководстве по эксплуатации системы или в технических требованиях на систему). При не соответствии скорости производится наладка (регулировка). По результатам проверки составляется акт с приложением графического изображения роста давления по отношению к времени
Не реже 1 раз
в год

2
ТО


3
Внешний осмотр системы с целью обнаружения возможных утечек жидкости, воздуха/азота (по манометру, датчику наличия потока визуально). Прослушивание всех клапанов и их линий на наличие шума, свидетельствующего о протечке через клапан (из-за засорения, дефектов эластичной камеры или уплотнений)
1 раз в месяц

4
Внешний осмотр системы откачки. Плотность закрытия обратных клапанов проверяется по отсутствию шума обратного потока
1 раз в месяц

5
Проверка уровня жидкости в разделительном баке путем поочередного открытия вентилей снятия проб


6
Проверка целостности присоединения заземляющих проводников на корпусах, рамах на площадках обслуживания. Проверка и восстановление гибких перемычек на фланцевых соединениях


7
Проверка заполнения воздухом/азотом камер аккумулятора


8
ТР

9
Работы в объеме ТО, а также указанные ниже
1 раз в год

10
Демонтаж и замена аккумулятора при наличии дефектов


11
Демонтаж и замена дросселирующего и обратного клапанов при наличии дефектов


12
Удаление механических примесей из разделительного бака и резервуара (емкости) разделительной жидкости, промывка трубопроводов, наполненных разделительной жидкостью, промывка трубопровода соединяющего нефтепровод с разделительным баком


13
Замена разделительной жидкости (при загрязнении)


14
Очистка наружных поверхностей с последующей окраской (при наличии дефектов) оборудования и труб системы в соответствии с разделом 27 настоящего документа


15
Очистка и обследование шаровых кранов, клапана переключения, обратных клапанов. Очистка дроссельных клапанов (регулятора давления)
1 раз в год

16
Контроль состояния мембран клапанов типа «Флекс-Фло», резиновых уплотнений клапанов типа «Данфло» по шуму, изменению уровня в емкостях, пузырей аккумуляторов проведением пневмоиспытаний давлением воздуха. При наличии дефектов – замена


17
Наружный и внутренний осмотры аккумуляторов
Через каждые
2 года

18
Замена мембран клапанов типа «Флекс-Фло», резиновых уплотнений клапанов типа «Данфло», резинового пузыря пневмогидравлического аккумулятора
Не реже 1 раза
в 6 лет либо при негерметичности

Примечание – При организации работ по ТО, ТР ССВД в части периодичности и объемов выполняемых работ необходимо учитывать также требования завода-изготовителя конкретной системы.


Требования к оформлению технической документации

Результаты осмотров, выявленные и устраненные дефекты, регистрируются в журнале результатов обхода объектов ПС и паспорте (формуляре) на ССВД.
Сведения о выполненных работах при проведении ТО оборудования ССВД заносятся в паспорт (формуляр). Паспорт (формуляр) на оборудование ССВД оформляется в соответствии с Е.2 (приложение Е). При внесении сведений допускается делать ссылку на пункты технологической карты или настоящего документа.
Проверка эффективности работы ССВД и проведение ТР оформляются актами с указанием объема выполненных работ и с приложением графического изображения роста давления по отношению к времени. Акты хранятся до завершения эксплуатации оборудования. При внесении сведений о проведенных проверках эффективности или ТР в паспорт (формуляр) указывается номер акта и результаты проведенных работ.

Система сбора утечек
Система сбора и откачки утечек служит для сбора утечек нефти от следующего оборудования: магистральной и подпорной насосных; ФГУ на приеме ПС; узлов учета; предохранительных устройств от превышения давления; регуляторов давления, в которые входят:
емкости-сборники с установленным оборудованием;
насосы откачки из емкостей в трубопроводы;
трубопроводы опорожнения оборудования;
трубопроводы дренажа и сбора утечек от насосов;
запорная арматура.
Утечки нефти от торцовых уплотнений насосов самотеком поступают в емкости сбора утечек. При аварийном увеличении утечек, нефть, переливаясь из камеры утечек, попадает в лоток, находящийся на полу насосной. По лотку она попадает в приямок аварийных утечек, оттуда в отстойник, после которого поступает в емкости сбора утечек.
Заполнение емкости сбора утечек контролируется датчиками уровня наполнения. При превышении рабочего уровня нефти в емкостях сбора утечек срабатывает защита, отключающая насосный агрегат. Откачка нефти из емкостей сбора утечек производится автоматически.

Периодичность и объем работ по ТОР систем дренажа, сбора и откачки утечек

Объем и периодичность ТОР насосов, запорной арматуры и емкостей-сборников, входящих в системы дренажа, сбора и откачки утечек, должны соответствовать положениям РД-75.200.00-КТН-037-13.
Объем и периодичность ТОР оборудования систем дренажа, сбора и откачки утечек приведен в таблице.

Таблица – Объем и периодичность ТОР оборудования систем дренажа, сбора и откачки утечек
Объем работ
Периодичность выполнения работ

1
2

1 ТО

1.1 Визуальный осмотр (не допускаются утечки, отпотины)
1 раз в 3 месяца

1.2 Проверка прилегающей территории (не допускаются промоины, просадки грунта)


1.3 Проверка состояния бетонной отмостки (не допускаются трещины, разрушения)


1.4 Проверка герметичности фланцевых соединений


1.5 Обтяжка фланцевых соединений (при обнаружении неисправности)


1.6 Восстановление знаков присоединения заземляющих проводников на корпусах, рамах и площадках обслуживания. Проверка и восстановление гибких перемычек на фланцевых соединениях


2 ТР

2.1 Все работы выполняемые при ТО, а также указанные ниже
1 раз в год

2.2 Ремонт элементов трубопроводной обвязки (при выявлении дефектов)


2.3 Восстановление антикоррозионного покрытия в соответствии с разделом 27 настоящего документа


2.4 Проверка состояния теплоизоляции (при наличии)


3 КР

3.1 При КР производятся все работы, предусмотренные ТР, а также замена поврежденных участков трубопровода
1 раз в 30 лет

3.2 КР дыхательных клапанов выполняется на заводе-изготовителе или в специализированной организации
1 раз в 15 лет

3.3 Трубопроводы дренажа и сбора утечек

3.4 Пропарка с последующей промывкой трубопроводов сбора утечек от магистральных и подпорных насосов (за исключением трубопроводов нефтепродукта). С учетом свойств нефти допускается осуществлять промывку дизельным топливом
Не реже 1 разв месяц1); при наступлении отрицательных температур наружного воздуха – не реже 1 раза в 10 дней

3.5 Промывка нефтью трубопроводов дренажа магистральных и подпорных насосов, ФГУ, регуляторов давления, предохранительных устройств от превышения давления, узлов учета


1) Допускается проводить по отдельному графику с учетом климатологии района размещения ПС и свойств нефти.


При полной или частичной замене трубопроводов или если вспомогательные трубопроводы не эксплуатировались более 3 лет, они подлежат гидравлическому испытанию на прочность и плотность. Гидравлические испытания трубопроводов должны проводиться в соответствии с проектной документацией.

Требования к оформлению технической документации
Сведения о выполненных работах при проведении ТО систем дренажа, сбора и откачки утечек заносятся в паспорт (формуляр). Паспорт (формуляр) на систему дренажа, сбора и откачки утечек оформляется в соответствии с Е.5 (приложение Е). При внесении сведений допускается делать ссылку на пункты технологической карты или настоящего документа.
Сведения о проведенном ТР, с указанием объема выполненных работ, оформляются актом выполненных работ. Акт хранится до завершения эксплуатации системы. При внесении сведений о проведенных ТР в паспорт (формуляр) указывается номер акта и результаты ремонта.



Тема 8. Меры безопасности при проведении ремонтных работ.

Обслуживание объектов МН связано с воздействием на работающих вредных и опасных производственных факторов.
Производственные помещения – это замкнутые пространства производственной среды, в которых постоянно (в течении смены) или периодически осуществляется трудовая деятельность людей.
Рабочая зона – пространство высотой до 2м над уровнем пола или площадки, на которых находятся места постоянного или временного пребывания работающих.
Факторы производственной среды делятся на опасные и вредные.
Опасный производственный фактор – фактор среды и трудового процесса, который может быть причиной острого заболевания или внезапного резкого ухудшения здоровья и смерти.
Вредный производственный фактор – фактор среды и трудового процесса, воздействие которого на рабочего при определенных условиях (интенсивность, длительность и др.) может вызвать профессиональное заболевание, временное или стойкое снижение работоспособности, повысить частоту соматических и инфекционных заболеваний, привести к нарушению здоровья потомства.
Опасные и вредные производственные факторы (ОВПФ) делятся на: физические, химические, биологические и психофизические (социальные).
Физические ОВПФ: движущиеся машины и механизмы; незащищенные подвижные части производственного оборудования; электрический ток; повышенная или пониженная температура поверхностей; повышенная или пониженная температура окружающей среды; повышенные уровни шума, вибрации, ультразвука, инфразвука; различные излучения; запыленность, загазованность воздуха; недостаточная освещенность; пульсация светового потока; высокое давление в технологических установках; взрывы; пожары и мн. др.
Химические ОВПФ по характеру воздействия на организм подразделяются на: общетоксические (бензол, толуол, анилин, соединения ртути, тетраэтилсвинец, дихлорэтани др., раздражающие (кислоты, щелочи, аммиак, хлор, фтор, сера, сероводород и др.), сенсибилизирующие (вызывающие аллергические заболевания: соединения ртути, платина, формальдегид, пыльца растений и др.), канцерогенные (вызывающие раковыеопухоли: мазут, гудрон, нефтяной кокс, битум, сажа, анилиновые красители, пыль асбеста и др.), мутагенные (влияющие на генетический аппарат клетки: этиленами, формальдегид, иприт, уретан, органические перекиси), влияющие на репродуктивную функцию (вызывают бесплодие: свинец, сурьма, никотин, марганец, ядохимикаты, соединения ртути и др.).
Биологические ОВПФ: микроорганизмы (бактерии, вирусы и др.) и макроорганизмы (Растения и животные), воздействия которых вызывает травмы и заболевания.
Психофизиологические ОВПФ: физические перегрузки (статические и динамические), и нервно-психические перегрузки (умственное перенапряжение, перенапряжение анализаторов слуха, зрения и др.).
Основные компоненты нефти: углерод (до 87%), водород (до 14%), сера (до6%), кислород (до1%) и могут быть растворены углеводородные и сероводородные газы.
К параметрам транспортировки нефти относятся: плотность – масса нефти в единице объема, вязкость – свойство жидкости оказывать сопротивление сдвигу и давление, температура.

Токсичность и характеристика вредных веществ.
При эксплуатации объектов транспорта нефти используется и образуется большое количество вредных (токсичных) веществ.
Токсичность – способность вещества вызывать отравление живого организма
Вредные вещества могут проникать в организм человека через органы дыхания, желудочно-кишечный тракт или кожные покровы.
Пары нефти действуют главным образом на центральную нервную систему, вызывая наркотическое опьянение. Признаками отравления парами нефти являются: головокружение, сухость во рту, головная боль, тошнота, повышенное сердцебиение, общая слабость, а в больших дозах может произойти остановка дыхания от удушья. Этим же действием обладают пары бензина, керосина, органические растворители (уайт-спирит, скипидар, растворители, ацетон и др.), а так же углеводородные газы.
Наиболее опасными являются нефти, содержащие значительное количество сернистых соединений, особенно сероводорода. При работе с такой нефтью применяются особые меры предосторожности.
Основную опасность при производстве ремонтных работ представляет сама нефть, т.к. она имеет следующие свойства: испаряемость и способность образовывать с кислородом воздуха пожаро и взрывоопасные смеси.
Физиологическое воздействие на организм человека некоторых газов, содержащихся в нефти, представлено в таблице.
Таблица
Газ
Содержание
Длительность и характер воздействия


об. %
мг/л


Оксид углерода
0,1
1,25
Через 1 час – головная боль, тошнота, недомогание


0,5
6,25
Через 20-30 мин – смертельное отравление


1,0
12,50
Через 1-2 мин – очень сильное или смертельное отравление

Сероводород
0,01 – 0,015
0,15–0,23
Через несколько часов – легкое отравление


0,02
0,31
Через 5-8 мин сильное раздражение глаз, носа, горла


0,1 – 0,34
1,54 – 4,62
Быстрое смертельное отравление

Оксиды азота
0,006
0,29
Кратковременное воздействие – раздражение горла


0,01
0,48
Продолжительное воздействие – опасно для жизни


0,025
1,2
При кратковременном воздействии – смертельное отравление


Испаряемость – это свойство переходить из жидкого в газообразное состояние до температуры кипения, т.е. даже при обычной температуре над зеркалом нефти образуются пожароопасные, взрывоопасные смеси, которые под воздействием воздушных масс могут перемещаться в опасной зоне на расстояние до 100 м. Поэтому необходимо максимально герметизировать процессы, уменьшить объемы с открытым зеркалом нефти и время нахождения открытого объема нефти.
Пожароопасность нефти характеризуется:
t° вспышки – при поднесении огня вспыхивает
t° воспламенения нефти < 28°С, поэтому она относится к ЛВЖ.
t° самовоспламенения – это температура, при которой пары нефти могут загореться без поднесения открытого огня.
При производстве ремонтных работ на действующих магистральных нефтепроводах должны находиться пожарная машина (как минимум 1) и первичные средства пожаротушения. Т.к. нефть легче воды потушить ее водой нельзя, а только пеной, т.е. изолировать зеркало от доступа кислорода воздуха.
Кроме того, нельзя проводить работы с применением открытого огня на полупустом нефтепроводе.
Взрывоопасность – характеризуется НКПР и ВКПР.
Взрыв(или взрывное горение) является быстротечной химической реакцией превращения (окисления) веществ, сопровождающейся выделением энергии и образованием ударной волны, то есть при определенном количестве паров нефти в воздухе происходит очень быстрое распространение пламени. Практически одновременно горит весь объем газовоздушной смеси с выделением большого количества тепла.
Это явление называется взрывом. При этом можно получить ожоги не только поверхности тела, но и внутренних органов. Ударная волна от взрыва может нанести дополнительные разрушения сооружений и техники, тем самым нанести травмы находящимся вокруг людям.
Это явление может произойти при концентрации паров нефти в воздухе в интервале между НКПРП и ВКПРП.
НКПРП – это концентрация паров нефти в воздухе, ниже которой при внесении открытого огня не происходит воспламенение из-за недостаточной концентрации данной смеси.
ВКПРП – это концентрация паров нефти в воздухе, выше которой смесь не взрывается, а просто горит из-за недостатка кислорода (9,6 -10%).
Поэтому при проведении огневых работ необходимо периодически контролировать наличие паров нефти в воздухе. При достижении ПДК = 300 мг/мі все огневые работы должны быть запрещены и дальнейшее их проведение возможно только после выявления и устранения причин вентилирования воздуха в рабочем котловане передвижными вентиляционными устройствами во взрывозащищенном оборудовании и повторном замере загазованности.
Пары нефти обладают свойством токсичности. При превышении концентрации паров нефти работы должны проходить с применением средств индивидуальной защиты. Не применение СИЗ может повлечь отравление, потерю сознания непосредственно во время работы, а также вызвать в будущем профзаболевание.
Работы, при которых присутствуют или могут появиться пары нефти относятся к газоопасным.
Огневые работы в ремонтном котловане разрешается проводить, если концентрация в рабочей зоне не выше ПДК (300 мг/мі), а в замкнутом объеме нефтепровода не выше ПДВК (2100 мг/мі).
Электризация – это свойство нефти накапливать статическое электричество при движении и трении слоев нефти между собой или о другой диэлектрик (полиэтиленовую трубку, резинотканевый рукав).
Накопленный потенциал может создать искру и, если присутствуют пары нефти, вызвать взрыв или пожар.
Для компенсации этого свойства нефти должны выполняться следующие мероприятия:
Ограничение скорости движения нефти
Исключение движения нефти падающей струей
Наложение заземлений
По характеру воздействия на организм человека вредные вещества, согласно ГОСТ 12.0.003-74 делятся на 6 групп:
Токсические (углеводороды, спирты, сероводород, синильная кислота и ее соли, соли ртути, хлорированные углеводороды, оксид углерода) – вызывают расстройство нервной системы, мышечные судороги, нарушают структуру ферментов, влияют на кроветворные органы, взаимодействуют с гемоглобином.
Раздражающие(хлор, аммиак, диоксид серы, туманы кислот, оксиды азота и др.) – воздействуют на слизистые оболочки, верхние и глубокие дыхательные пути.
Сенсибилизирующие(соединения ртути, платина, формальдегид, пыльца растений и др.) – повышают чувствительность организма к химическим веществам, приводят к аллергическим заболеваниям.
Канцерогенные(мазут, гудрон, нефтяной кокс, битум, сажа, анилиновые красители, пыль асбеста и др.) – вызывают развитие раковых заболеваний. Этот процесс может быть отдален от момента воздействия на годы и даже десятилетия.
Мутагенные (этиламин, формальдегид, иприт, уретан, соединения свинца, органические перекиси и др.) – оказывают воздействие на клетки (соматические и половые). Воздействие на соматические клетки вызывают изменения в генотипе человека и проявляются в преждевременном старении, повышении заболеваемости, злокачественных новообразованиях. Воздействие на половые клетки оказывает влияние на последующие поколения, иногда в очень отдаленные сроки.
Влияющие на репродуктивную функцию (борная кислота, аммиак, никотин, марганец, ядохимикаты и др.) – приводят к потере способности производить потомство, т. е. вызывают бесплодие.
Для всех вредных веществ установлена максимальная концентрация, при которой не происходит никакого вредного воздействия на организм человека (ГОСТ 12.1.005-88), такая концентрация называется предельно-допустимой концентрацией (ПДК).
ПДК – это концентрация, которая при ежедневной (кроме выходных дней) работе в течении 8ч или при другой продолжительности, но не более 41ч в неделю, в течении всего рабочего стажа не может вызвать заболеваний или отклонений в состоянии здоровья, обнаруживаемых современными методами исследований в процессе работы или в отдаленные сроки жизни настоящего и последующих поколений.
По степени опасности ядовитые вещества делятся на 4 класса:
Класс опасности
Допустимая концентрация, мг/мі
Примеры веществ

1 - Чрезвычайноопасный
<0,1
Ртуть, свинец, тетраэтилсвинец

2 - Высокоопасный
0,1-1
Серная кислота, хлор, щёлочи едкие, сероводород

3 - Умеренноопасный
1,1-10
Метанол

4 - Малоопасный
>10
Нефть, дизтопливо, бензин, этиловый спирт, ацетон


Классификация и характеристика веществ по степени пожарной опасности.
Для возникновения и протекания процесса горения (взрыва) необходимы три условия: наличие горючего вещества, которое может быть в твердом, жидком и газообразном состоянии, наличие окислителя и наличие источника воспламенения.
Источником воспламенения могут служить открытый огонь, искра (электрическая, механическая или электростатическая) и высокая температура (от трения, от сжатия или нагретая поверхность).
Окислителем в процессе горения может быть не только кислород, но и хлор, бром, пары серы и др.
Если хотя бы одно из условий исключить, то воспламенения (взрыва) происходить не будет. При выполнении огневых работ на месте их проведения исключается наличие горючих веществ. При выполнении газоопасных работ исключается наличие источника воспламенения в любом его виде (огонь, искра, высокая температура).
Большое значение при оценке пожарной опасности горючих газоопасных и жидких веществ имеют такие показатели как: температура вспышки, температура воспламенения, температура самовоспламенения.
Температурой вспышки называется наименьшая температура горючего вещества (жидкости), при которой, при поднесении открытого огня, происходит кратковременная вспышка паров над поверхностью жидкости.
Температурой воспламенения называется наименьшая температура жидкости, при которой она воспламеняется от открытого огня и продолжает гореть после его удаления.
Для легковоспламеняющихся жидкостей температура воспламенения выше температуры вспышки на 1 – 2°С.
Температурой самовоспламенения называется наименьшая температура, при достижении которой возникает горение вещества без источника воспламенения.
Температура самовоспламенения нефти в зависимости от её состава колеблется от 222 до 252°С.
В процессе транспортировки нефти происходит накапливание статического электричества в массе нефти, которое при определенных условиях (искровой электрический «пробой» при выравнивании разности потенциалов) может вызвать воспламенение паров нефти.
По отношению к процессу горения все вещества делятся на три группы: негорючие, трудногорючие и горючие.
Негорючие – это вещества, не способные гореть в воздухе нормального состава при температуре до 900°С (стекло, кирпич, песок, гравий, металлы, бетон, асбест и др.).
Трудногорючие – это вещества, способные гореть только при постоянном присутствии источника воспламенения (парафин, стеарин, воск, асфальтобетон, древесина, пропитанная огнезащитным составом и др.).
Горючие – это вещества, способные к самостоятельному горению в воздухе нормального состава после воздействия на них источника воспламенения (нефть, бензин, керосин, дерево, уголь, торф, метан, пропан и др.).
Горючие вещества, в свою очередь, по степени воспламеняемости делятся на легковоспламеняющиеся вещества, вещества средней воспламеняемости и трудновоспламеняющиеся вещества.
Для исключения воспламенения и самовоспламенения паров нефти необходимо:
- исключить контакт паров нефти с открытым огнем и искрами; ПДК=300 мг/мі; (электросварка электрорезка, газосварка, газорезка, разогрев битумной мастики, искробезопасный инструмент, статэлектричество) т.к. нефть имеет низкую температуру вспышки (-29 до+18 °C в зависимости от места добычи на территории РФ);
- охладить рабочую зону ниже температуры самовоспламенения или понизить температуру паров ниже температуры самовоспламенения (Температура самовоспламенения от 222°C до 256°C в зависимости от места добычи на территории РФ;
- вентиляция помещения, емкости, котлована, колодца и т.п. 8-ми кратный обмен воздуха (вентилятор – за 5 метров от места проведения работ).
Шкала взрывопожароопасности нефти, бензина, дизельного топлива





Нефть - 195 000 мг/м3
Бензин - 212 000 мг/м3
Дизельное топливо - 370 000 мг/м3





НКПРП

Диапазон
взрываемости


Нефть - 42 000 мг/м3
Бензин - 32 600 мг/м3
Дизельное топливо - 69 200 мг/м3




5% НКПРП
ПДВК
Концентрация пожароопасная. Запрещено проведение всех видов работ.


Нефть - 2 100 мг/м3
Бензин - 1 630 мг/м3
Дизельное топливо - 3 460 мг/м3







0,7% НКПРП
ПДК
Концентрация опасна для здоровья человека. Разрешены газоопасные работы в СИЗОД изолирующего типа.





Нефть - 300 мг/м3
Бензин - 100 мг/м3
Дизельное топливо - 300 мг/м3


Концентрация безопасна. Разрешены все виды работ.



Опасность статического электричества
Нефть и нефтепродукты – хорошие диэлектрики и способны сохранять электрические заряды в течении длительного времени. Твердые парафины применяются в электромеханической промышленности в качестве изолятора, а специальные нефтяные масла–для заливки трансформаторов, конденсаторов и другой аппаратуры в электро- и радиопромышленности.
Высокие диэлектрические свойства нефтепродуктов способствуют накоплению на их поверхности зарядов статического электричества. Образование статического электричества может произойти от ряда самых разнообразных причин. При перекачке нефтепродуктов с большой скоростью, в результате трения о трубы или в результате ударов жидкой струи при заполнении емкостей, возникают заряды, иногда очень высокого напряжения.
Для предупреждения возникновения опасных искровых разрядов статического электричества с поверхности нефти и нефтепродуктов, оборудования, а также с тела человека, необходимо предусматривать меры, уменьшающие величину возникающего заряда и обеспечивающие его стекание.
Для обеспечения стекания электрического заряда все металлические части аппаратуры, насосов и трубопроводных коммуникаций заземляются, и осуществляется постоянный электрический контакт тела человека с заземлением. Емкости, находящиеся под наливом и сливом пожароопасных нефтепродуктов, в течении всего времени заполнения и опорожнения должны быть присоединены к заземляющим устройствам.

Требования к оснащению рабочих мест необходимыми средствами пожаротушения
Все работники, занятые на ремонтных работах должны пройти противопожарный инструктаж и сдать зачет по пожарно-техническому минимуму, знать и выполнять инструкции по пожарной безопасности на рабочем месте, уметь пользоваться первичными средствами пожаротушения.
Работники, проводящие огневые и газоопасные работы должны быть обеспечены спецодеждой, спецобувью и средствами индивидуальной защиты в соответствии с действующими нормами. При проведении газоопасных работ спецодежда должна быть изготовлена из материалов, не накаливающих статическое электричество. На спецодежде не допускаются пятна нефти, бензина, масла, солидола.
Перед началом огневых и газоопасных работ проводятся подготовительные мероприятия. К ним относятся все мероприятия связанные с подготовкой оборудования, коммуникаций, конструкций к проведению работ.
Резервуары, емкости, трубопроводы и другое технологическое оборудование, на котором будут производиться огневые и газоопасные работы, должно быть остановлено, обесточено, в случае необходимости отсоединено от коммуникаций заглушками, очищено от остатков пожароопасных и взрывоопасных продуктов.
Места разлива легковоспламеняющихся жидкостей должны быть тщательно очищены и засыпаны песком или грунтом.
На месте проведения огневых и газоопасных работ на расстоянии не далее 5 м должны находиться первичные средства пожаротушения. К первичным средствам пожаротушения относятся: огнетушители углекислотные ОУ или порошковые ОП; песок (сухой); кошма войлочная или асбестовое полотно; лопаты, топоры, ломы.
На месте проведения огневых работ должно быть обеспечено дежурство пожарного расчета на автоцистерне. Пожарный автомобиль должен быть заполнен водой и пенообразователем, укомплектован пожарно-техническим вооружением в соответствии с нормами.
При проведении огневых работ электросварочное и газосварочное оборудование необходимо установить от места производства работ в соответствие с действующими нормами. Электросварочное оборудование должно быть заземлено.

Средства индивидуальной защиты и предохранительные приспособления.

Работники, занятые на работах по замене дефектных участков нефтепроводов должны быть обеспечены спецодеждой, спецобувью и другими средствами защиты согласно Типовым отраслевым нормам бесплатной выдачи одежды, спецобуви и других средств индивидуальной защиты.
Применяемые спецодежда с огнезащитной пропиткой для защиты от повышенных температур, спецобувь и другие СИЗ линейными трубопроводчиками и другими членами бригады, должны иметь сертификаты соответствия.
Работники не должны допускаться к работе без положенной по нормативам спецодежды и СИЗ, во время работы должны их правильно применять.
К средствам защиты лица, глаз и органов слуха относятся щитки, маски, защитные очки с прозрачными и затемненными стеклами, вкладыши, противошумные наушники; от вибрации – спецобувь, антивибрационные рукавицы, перчатки, пластины, коврики;
От электрического тока применяют инструмент с изолирующими рукоятками, изолирующие перчатки, боты, галоши, подставки, указатели напряжения, токоизмерительные клещи, изолирующие штанги;
При работе в газоопасных местах используют вентиляционные установки и применяют фильтрующие и шланговые противогазы, которые до и после применения проверяют на герметичность, а также периодически проверяют на исправность не реже одного раза в 3 месяца;
При работе на высоте применяют предохранительные пояса, страховочные канаты, электромонтерские когти и лазы, а каски от механических повреждений, которые подлежат ежедневному осмотру;
Чистка спецодежды струей сжатого воздуха, керосином, бензином, растворителями не допускается;

Фильтрующие средства защиты органов дыхания. Виды, назначение, характеристика, устройство и правила пользования.
Фильтрующие средства защиты по назначению делятся на противогазовые ФГ, защищающие от паров и газов, противоаэрозольные ФА для защиты от пыли, и универсальные ФУ, защищающие от газов, паров и пыли при одновременном их присутствии в воздухе. Фильтрующий противогаз состоит из резиновой маски, фильтрующей коробки с сорбентом (поглотителем) гофрированной трубки и выдыхательного клапана. Вдыхаемый воздух очищается поглотителем, состоящим из активированного угля и химического сорбента, состав которого зависит от вида газа или пара подлежащего поглощению. Для обеспечения защиты органов дыхания фильтрующая коробка с сорбентом должна соответствовать газам и парам, находящимся в воздухе.
Фильтрующая коробка марки А (цвет коробки коричневый) предназначенный для защиты от паров органических веществ, в том числе бензина, керосина, бензола, толуола, ацетона, сероуглерода, спиртов и эфиров. Коробка марки В (цвет коробки желтый) защищает от кислых газов – паров кислот, сернистого ангидрида, хлора, хлористого водорода. Коробка марки КД (серого цвета) – для защиты от паров аммиака и сероводорода, коробка марки СО (белая) – служит для защиты от оксида углерода. Коробка марки М (красная коробка) защищает от оксида углерода и сопутствующих ему в небольших концентрациях (в сумме не более 50 ПДК) паров органических веществ, кислых газов, аммиака. Коробки марок А, В, Г, Е, КД выпускаются также с аэрозольным фильтром. В этом случае они помимо газов и паров защищают от пыли и дыма тумана, на такие коробки наносится белая вертикальная полоса. Коробка марки БКФ (коробка защитного цвета с вертикальной полосой) выпускается только с аэрозольным фильтром. Она предназначена для защиты от тех же вредных веществ, от которых защищают коробки марок В, Е, КД и СО, но с меньшим сроком защитного действия. Продолжительность защитного действия коробки зависит от концентрации вредных веществ в воздухе и физической нагрузки работающего. Например, для коробки марки КД при концентрации паров сероводорода в воздухе 4600 мг/мі защитное действие продолжается 240 мин, а при тяжелой физической нагрузке работающего может сократиться до 40 мин.
Невозможность точного определения времени окончания защитного действия фильтрующей коробки является слабым местом этого вида СИЗОД. Поэтому необходимо фиксировать время работы и физической нагрузки работающего или по появлению под маской запаха, что явно не приемлемо для веществ, не имеющих запаха. Данные противогазы применяют только для выполнения непродолжительных работ с концентрацией кислорода в воздухе не менее 18-20% кислорода.
Шланговые противогазы. Их используют во время работы в колодцах, в резервуарах, емкостях и других замкнутых пространствах, в тех случаях когда неизвестно содержание кислорода в воздухе или концентрации вредных веществ в воздухе достаточно велики. Принцип действия шлангового противогаза основан на том, что рабочий, находясь в газоопасном пространстве, получает под маску чистый воздух и 3 зоны, где не содержатся вредные вещества. Промышленность выпускает шланговые противогазы двух видов: ПШ-1 и ПШ-2. У первого чистый воздух поступает под маску в результате подсоса, вызываемого дыханием работающего; во втором – воздух нагнетается под маску небольшим вентилятором. У ПШ-1 длина шланга должна быть не более 10м, а у ПШ-2 длина шланга может быть до 40м. В комплект шланговых противогазов входят спасательные пояса, страховочные веревки у ПШ-2 вентилятор, штырь для крепления заборного конца шланга и мешок.
Работать с шланговыми противогазами разрешается только втроем, один работает, а двое страхуют. До начала работы, между работающим и страхующим должна быть согласована сигнализация. Продолжительность работы не более 15 мин, продолжительность отдыха от 15 до 30 мин в зависимости от тяжести выполняемой работы.

Предохранительные пояса, страховочные канаты и требования предъявляемые к ним.
Пояса предохранительные являются средствами индивидуальной защиты работающих от падения при работах на высоте и верхолазных работах, а также средством страховки и эвакуации человека из опасных зон. Пояса должны соответствовать государственным стандартам и техническим условиям на пояса конкретных конструкций.
В зависимости от конструкций пояса подразделяются на безлямочные и лямочные, а также на пояса с амортизатором или без него.
Конструкция пряжки (замыкающего устройства) пояса должна исключать возможность неправильного или неполного его закрывания.
Конструкция карабина должна обеспечивать раскрытие его замка одной рукой. Карабин должен иметь предохранительное устройство, исключающее его самопроизвольное раскрытие. Закрытие замка и предохранительного устройства должно осуществляться автоматически. При работах в эл. установках без снятия напряжения с токоведущих частей допускается применение поясов только со стропом из синтетических материалов.
При работах на ВЛ и в РУ со снятием напряжения с токоведущих частей допускается применение поясов со стропом из стального каната или цепи. При производстве огневых работ следует пользоваться поясами со стропом из стального каната или цепи.
Разрывная статическая нагрузка пояса должна быть не менее 7000 Н для пояса с амортизатором должно быть не менее 1000 Н для пояса без амортизатора.
Динамическое усилие при защитном действии для безлямного пояса с амортизатором должно быть не более 4000Н, а для лямочного пояса с амортизатором не более 6000 Н.
Страховочный канат, является дополнительным средством безопасности. Его применение обязательно в тех случаях, когда место работы находится на расстоянии, не позволяющем закрепиться стропом пояса за конструкцию оборудования.
Для страховки применяют стальные, хлопчатобумажные канаты или канаты из капронового фала. Стальные канаты должны соответствовать государственному стандарту. Хлопчатобумажный канат должен быть диаметром не менее 15мм; канат из капронового фала – не менее 10мм, а длина на них не более 10м.
Разрывная статистическая нагрузка стального каната должна соответствовать указанной в государственном стандарте, а хлопчатобумажного каната и каната из капронового фала – не менее 7000Н. Страховочные канаты могут быть оснащены карабинами.
Правила пользования.
Перед началом работы пояс должен быть осмотрен с целью проверки состояния его в целом и несущих элементов в отдельности. Должен быть изъят из эксплуатации пояс, подвергшийся динамическому рывку, а также пояс, имеющий разрывы ниток в швах, надрывы, прожоги, надрезы поясного ремня, стропа, амортизатора, нарушения заклепочных соединений, деформированные или покрытые коррозией в металлических частях и неисправности предохранительной защелки.

Действие персонала при возникновении пожара при ремонтных работах
Каждый работник организации при обнаружении пожара или признаков горения (задымление, запах гари, повышение температуры и т. п.) должен:
- незамедлительно сообщить об этом по телефону в пожарную охрану (при этом необходимо назвать адрес объекта, место возникновения пожара, а также сообщить свою фамилию), старшему должностному лицу или диспетчеру (оператору) МДП или другого пункта управления объекта;
- принять по возможности меры по эвакуации людей, тушению пожара и сохранности материальных ценностей.
Руководители и должностные лица объектов, лица, в установленном порядке назначенные ответственными за обеспечение пожарной безопасности, по прибытии к месту пожара должны:
- сообщить о возникновении пожара в пожарную охрану, поставить в известность руководство и дежурные службы объекта;
- в случае угрозы жизни людей немедленно организовать их спасание, используя для этого имеющиеся силы и средства;
- проверить включение в работу автоматических систем противопожарной защиты (оповещения людей о пожаре, пожаротушения, противодымной защиты);
- при необходимости отключить электроэнергию (за исключением систем противопожарной защиты), остановить работу транспортирующих устройств, агрегатов, аппаратов, перекрыть сырьевые, газовые, паровые и водяные коммуникации, остановить работу систем вентиляции в аварийном и смежном с ним помещениях, выполнить другие мероприятия, способствующие предотвращению развития опасных факторов пожара);
- прекратить все работы в здании или сооружении (если это допустимо по технологическому процессу производства), кроме работ, связанных с мероприятиями по ликвидации пожара;
- удалить за пределы опасной зоны всех работников, не участвующих в тушении пожара;
- осуществить общее руководство по тушению пожара (с учетом специфических особенностей объекта) до прибытия подразделения пожарной охраны;
- обеспечить соблюдение требований безопасности работниками, принимающими участие в тушении пожара;
- одновременно с тушением пожара организовать эвакуацию и защиту материальных ценностей;
- организовать встречу подразделений пожарной охраны и оказать помощь в выборе кратчайшего пути для подъезда к очагу пожара;
- сообщать подразделениям пожарной охраны, привлекаемым для тушения пожаров и проведения связанных с ними первоочередных аварийно-спасательных работ, сведения о перерабатываемых или хранящихся на объекте опасных (взрывоопасных), взрывчатых, сильнодействующих ядовитых веществах, необходимые для обеспечения безопасности личного состава.
По прибытии пожарного подразделения руководитель организации (или лицо, его замещающее) информирует руководителя тушения пожара о конструктивных и технологических особенностях объекта, прилегающих строений и сооружений, количестве и пожароопасных свойствах хранимых и применяемых веществ, материалов, изделий и других сведениях, необходимых для успешной ликвидации пожара, работе автоматических (стационарных) средств противопожарной защиты и других противоаварийных систем, также организовывает привлечение сил и средств объекта к осуществлению необходимых мероприятий, связанных с ликвидацией пожара и предупреждением его развития.

Порядок оформления наряда- допуска на огневые, газоопасные и другие работы повышенной опасности (ОР – 13.100.30 – КТН – 150 – 11)

К огневым работам относятся производственные операции, связанные с применением открытого огня, искрообразованием и нагреванием до температур, способных вызвать воспламенение материалов и конструкций (электросварка, электрорезка, бензореза, газосварка, газорезка, применение взрывных технологий, паяльные работы, абразивная очистка, механическая обработка металла с выделением искр, разогрев битумов и смол, высоковольтные испытания во взрывоопасных зонах, термитная сварка и т. п.).
К газоопасным относятся работы, связанные с осмотром, обслуживанием, ремонтом, разгерметизацией технологического оборудования, коммуникаций, в т. ч. работы внутри емкостей (аппараты, резервуары, цистерны, а также коллекторы, тоннели, колодцы, приямки и другие аналогичные места), при проведении которых имеются или не исключена возможность поступления на место проведения работ взрыво- и пожароопасных или вредных паров, газов и других веществ, способных вызвать взрыв, возгорание, оказание вредного воздействия на организм человека, а также работы при недостаточном содержании кислорода (объемная доля ниже 20%).
К работам повышенной опасности относятся работы, при выполнении которых в местах производства работ действуют или могут возникнуть, независимо от выполняемой работы, опасные производственные факторы (гидроиспытания, пневмоиспытания, верхолазные работы, земляные работы, расчистка трасс нефтепроводов от древесной растительности механизированным способом, ремонтные работы на действующих теплотрассах, водопроводах, пенопроводах, проложенных по территории нефтеперекачивающих станций).

Организация безопасного проведения газоопасных и других работ повышенной опасности.
Проведение огневых, газоопасных и других работ повышенной опасности на взрывопожароопасных и пожароопасных объектах ОАО (далее – работ), в том числе и в аварийных случаях, разрешается только после оформления наряда-допуска (Приложение1).
Наряд-допуск является письменным разрешением на производство огневых, газоопасных и других работ повышенной опасности, оформляется машинописным текстом отдельно на каждый вид работ и место их проведения, действителен в течении указанного в наряде-допуске срока, необходимого для выполнения объема работ, но не более 10 суток.
Наряд-допуск может быть продлен на срок не более 3 суток, при этом общая продолжительность выполнения работ по одному наряду-допуску, с учетом его продления, не может превышать 10 суток.
Порядок продления наряда-допуска аналогичен первоначальному его оформлению.
Для организации безопасного проведения работ приказами по филиалам ОАО1, назначаются ответственные лица и лица их замещающие, из числа руководителей и инженерно-технических работников (ИТР) филиалов и структурных подразделений2 , прошедших аттестацию по промышленной безопасности с учетом представителя Ростехнадзора и проверку знаний правил и норм охраны труда и безопасного проведения работ:
- обязанные утверждать наряд- допуск;
ответственные за организацию и безопасное производство работ;
обязанные выдавать наряд-допуск и допускать к работам;
ответственные за подготовку к проведению работ;
ответственные за проведение работ;
обязанные проводить анализ воздушной среды.
Приказ обновляется ежегодно, не позднее первого января текущего года и корректируется в связи с кадровыми изменениями.
При подготовке и проведении ремонтных работ, связанных с остановкой и разгерметизацией участка нефтепровода и технологических трубопроводов нефтеперекачивающих станций, не позднее 5 дней до начала работ, приказом по филиалу ОАО назначаются лица ответственные за безопасное производство этих работ, указанные выше.
При привлечении сторонней подрядной организации к проведению огневых, газоопасных и других работ повышенной опасности на взрывопожароопасных и пожароопасных объектах:
Издается совместный приказ филиала и подрядной организации, в котором назначаются руководящие работники и ИТР эксплуатирующей организации, обязанные утверждать наряд-допуск, ответственные за организацию и безопасное производство работ, обязанные выдавать наряды-допуски и допускать к работам, ответственные за подготовку работ, а также ИТР подрядной организации, ответственные за проведение работ и лица, обязанные проводить анализ воздушной среды.
Выдавать наряд-допуск, проводить подготовку объекта к проведению работ и допускать к работам обязан начальник структурного подразделения или лицо, его замещающее.
ИТР сторонней подрядной организации, ответственные за проведение работ по наряду-допуску, должны пройти проверку знаний правил и норм безопасности в комиссии филиала с участием представителя Ростехнадзора и выдачей протокола.
Эта обязанность подрядчика должна быть включена в особые условия договора подряда.
Лица, обязанные утверждать наряды-допуски:
Главный инженер филиала или лицо его замещающее, назначенное приказом (далее – главный инженер) должен утверждать наряды-допуски при проведении:
огневых работ в резервуарном парке, на технологических и магистральных нефтепроводах, на сливоналивных эстакадах, на нефтеналивных терминалах, в нефтенасосных;
капитального ремонта на линейной части нефтепроводов с заменой участков труб и с заменой изоляции;
зачистки внутренней поверхности резервуара от отложений, капитального ремонта и реконструкции резервуаров.
Начальник структурного подразделения или лицо, его замещающее, назначенное приказом (далее – начальник структурного подразделения) утверждает наряды-допуски на все виды огневых, газоопасных и других работ повышенной опасности, кроме указанных выше.
Наряды- допуски на указанные в настоящем пункте работы может утверждать, также, и главный инженер филиала.
Лица, ответственные за организацию и безопасное производство работ назначаются:
При проведении на объектах МН ремонтных работ, связанных с остановкой и разгерметизацией участка нефтепровода и технологических трубопроводов НПС, ЛПДС, приказом по филиалу, из числа руководителей филиала (начальник, главный инженер, заместитель начальника) назначаются лица, ответственные за организацию и безопасное производство работ.
Назначенные ответственные лица должны находиться на месте производство работ весь период их проведения.
При проведении на объектах МН филиала ремонтных работ, связанных с остановкой и разгерметизацией участка нефтепровода и технологических трубопроводов НПС, ЛПДС силами нескольких филиалов приказом по ОАО из числа руководителей ОАО (главного инженера, заместителя генерального директора) назначаются лица, ответственные за организацию и безопасное производство работ.
Назначенные ответственные лица ОАО должны координировать действия ответственных от филиалов и организовывать производство работ с нахождением на участке весь период проведения работ.
Лицом, обязанным выдавать наряды-допуски и допускать к работам, является начальник структурного подразделения.
По окончании производства работ подписывает (закрывает) наряд-допуск.
Лицо, ответственное за подготовку к проведению работ назначается начальником структурного подразделения из числа ИТР данного подразделения по направлению деятельности.
Лицо ответственное за проведение работ назначается начальником структурного подразделения из числа ИТР филиала или подрядной организации.
Лица, обязанные проводить анализ воздушной среды назначаются начальником структурного подразделения из числа ИТР и рабочих, прошедших специальную подготовку, сдавшие аттестационный экзамен с участием представителя Ростехнадзора и получившие допуск на проведение данного вида работ.
Начальник структурного подразделения, при необходимости, может разрешить совмещение обязанностей ответственного за подготовку и ответственного за проведение огневых, газоопасных и других работ повышенной опасности одним ИТР данного структурного подразделения.
Не допускается назначение одного ИТР лицом, ответственным за подготовку или проведение работ, выполняемых одновременно по разным нарядам- допускам, а также исполнение других обязанностей, не связанных с выполнением работ по нарядам-допускам.
Запрещается назначение лица, ответственного за подготовку к работам из числа ИТР другого структурного подразделения или подрядной организации.
Наряд-допуск оформляется в двух экземплярах. Запись текста карандашом, исправления не допускаются. При оформлении наряда-допуска заполняются все строки бланка.
При отсутствии необходимости заполнения строки следует сделать запись – «не требуется».
В случае необходимости изменения вида, места, условий проведения работ или состава бригады исполнителей оформляется новый наряд-допуск.
Оформленные наряды-допуски должны находиться:
Наряд-допуск на огневые работы:
один экземпляр – у лица, ответственного за проведение работ для выполнения работ, предусмотренных нарядом-допуском и ППР;
второй экземпляр передается для контроля в объектовое подразделение пожарной охраны.
Наряды-допуски на газоопасные работы и работы повышенной опасности:
один экземпляр – у лица, ответственного за проведение работ для выполнения работ, предусмотренных нарядом-допуском и ППР;
второй экземпляр находится у лица, обязанного выдавать наряд-допуск.
В наряде-допуске определяются организационные и технические меры по безопасности, которые должны быть выполнены в период подготовки объекта к проведению работ и, выполняться во время их проведения.
При необходимости организационные и технические меры безопасности при подготовке и производстве работ оформляются в виде приложений (в машинописном виде).
На приложениях указываются номер наряда-допуска и дата его утверждения.
Приложения являются неотъемлемой частью наряда-допуска, подписываются лицом, выдающим наряд-допуск, и утверждаются в составе наряда-допуска.
Наряды-допуски на огневые, газоопасные и другие работы повышенной опасности хранятся в течении одного года.
Место хранения закрытых нарядов-допусков определяется приказом начальника структурного подразделения.
Регистрация, выдача и сдача на хранение нарядов-допусков в филиалах и структурных подразделениях производится в журналах.
Ответственный за проведение работ обязан приостановить работы, аннулировать (отменить) наряд-допуск, вывести людей с места проведения работ и известить о происшедшем оператора НПС, ЛПДС и лицо, выдающее наряд-допуск в случаях:
возникновения угрозы жизни и здоровью, при нечастном случае, связанном с производством работ, выполняемых по наряду-допуску, а также при аварийной ситуации;
при автоматическом срабатывании системы пожаротушения;
при выдаче автоматической установкой пожарной сигнализации светового и звукового сигнала;
при включении системы оповещения, сигнализирующей о создании опасной ситуации или оповещения, установленными ответственным за работы сигналами (ударами о подвешенный металлический предмет, сирены пожарных автомобилей);
при обнаружении нарушений условий, предусмотренных нарядом-допуском, способных привести к травмированию работающих или к аварийной ситуации;
запрещения проведения работ контролирующими и надзорными органами.
Во всех филиалах на основании «Типового перечня взрывопожароопасных и пожароопасных объектов (газоопасных мест), огневых, газоопасных и других работ повышенной опасности на объектах ОАО» (Приложение 2) и, с учетом конкретных производственных условий, должен быть разработан и утвержден главным инженером филиала «Перечень взрывопожароопасных и пожароопасных объектов (газоопасных мест), огневых, газоопасных и других работ повышенной опасности».

Обязанности лица, ответственного за проведение работ

При подготовке к работам:
1. Получить от лица, выдающего наряд-допуск, необходимую техническую документацию, исполнительную и разрешительную документацию (ППР, разрешение на производство работ в охранной зоне МН, акт-допуск, акт закрепления участка (площадки), акт передачи участка нефтепровода, ордер на право производства работ в охранной зоне инженерных коммуникаций, акт готовности резервуара к зачистным работам, акт контроля качества очистки от донных отложений, планы-мероприятия, акты технического освидетельствования грузоподъемных механизмов, газо-резательного оборудования, машин и механизмов, применяемых при работе, схемы мест (точек) отбора проб газовоздушной среды, схемы строповки грузов, а также документы, подтверждающие квалификацию, аттестацию и проверку знаний у ответственных лиц и исполнителей).
2. Иметь на месте производства работ:
- разрешения Ростехнадзора на применение, сертификаты соответствия и паспорта на применяемое оборудование, приспособления и механизмы;
схемы контуров заземления, акты замеров сопротивления заземляющих устройств, акты проверки соответствия оборудования требованиям норм и правил взрывозащиты, наличие переносных заземляющих устройств, устройств защитного отключения, электрозащитных устройств;
- акты технического освидетельствования ГПМ, газо-резательного оборудования, машин и механизмов, применяемых при работе;
- документы, подтверждающие квалификацию, аттестацию и проверку знаний ответственного лица и исполнителей;
- инструкции по охране труда и пожарной безопасности;
схему организации связи с местом производства работ;
- совместный приказ филиала ОАО и сторонней подрядной организации о назначении ответственных лиц (для подрядной организации).
3. Совместно с лицом ответственным за подготовку работ проверить правильность и полноту выполнения подготовительных мероприятий, готовность объекта и рабочего места к проведению работ.
4. Проверить исправность и комплектность оборудования, инструментов, наличие и соответствие спецодежды, предохранительных приспособлений и других средств индивидуальной и коллективной защиты условиям проведения работ и проконтролировать их правильное использование.
5. После проверки выполнения мероприятий по подготовке объекта, рабочего места к проведению работ и проведения анализа воздушной среды, в соответствии со схемой, принять рабочее место с росписью в наряде-допуске.
6. До начала работ провести проверку по удостоверениям соответствия состава бригады по профессиям (квалификации), наличия талонов по технике пожарной безопасности у электрогазосварщиков, ознакомить исполнителей с характером и содержанием выполняемой работы, провести целевой инструктаж по охране труда, пожарной безопасности и безопасному проведению работ с росписью в наряде-допуске.
При проведении работ:
1.Обеспечить выполнение мероприятий по безопасному проведению работ, предусмотренных нарядом-допуском и ППР.
2.Обеспечить на месте проведения работ контроль воздушной среды, в соответствии со схемой и, установленной мероприятиями, периодичностью отбора проб воздуха. В случае превышения допустимых значений прекратить работы, удалить исполнителей и принять меры по устранению причин загазованности.
3.При возобновлении работ после перерыва проверить состояние рабочего места и оборудование. Разрешать проведение работ только после проведения анализа воздушной среды.
4.Приступать к проведению работ только после получения ежедневного допуска к работе с отметкой в наряде-допуске.
5.Оформлять новый наряд-допуск на проведение работ в связи с изменением состава бригады исполнителей.
6.Производить запись в соответствующих графах наряда-допуска при выбытии из состава бригады какого-либо исполнителя.
7.При необходимости временного отсутствия ответственного за производство работ члены бригады выводятся с места работ, им запрещается приступать к работе до его возвращения.
8.В случае внезапного возникновения угрозы жизни и здоровья, работающих или обнаружения нарушений условий, предусмотренных нарядом-допуском, способных привести или приведших к травмированию или аварийной ситуации немедленно остановить проведение работ, вывести исполнителей из рабочей зоны и сообщить начальнику структурного подразделения.
9.По окончании работ лично проконтролировать полноту и качество выполнения работ по наряду-допуску, привести в порядок рабочее место, вывести исполнителей, оборудование и технику с места проведения работ и сдать рабочее место и наряд-допуск начальнику структурного подразделения (ответственному за организацию и безопасное производство работ) не позже одного рабочей смены после их окончания.
10.Обеспечить своевременное представление оперативной информации с места проведения работ, через оператора НПС, начальнику структурного подразделения, эксплуатирующего объекта.

Обязанности исполнителей работ

При подготовке к работе:
1. Иметь при себе квалификационное удостоверение и удостоверение по проверке знаний по охране труда и пожарной безопасности.
2. Получить инструктаж по охране труда, пожарной безопасности, безопасному проведению работ и расписаться в наряде-допуске.
3. Ознакомиться с характером, содержанием и объемом работ на месте предстоящего их проведения.
4. Приступать к работе только по указанию лица ответственного за проведение работ.
5. Отказаться от выполнения работ в случае не полного выполнения мероприятий, предусмотренных нарядом-допуском или возникновения угрозы жизни и здоровью исполнителя вследствие нарушений требований охраны труда.
При проведении работ:
1. Выполнять только ту работу, которая указана в наряде-допуске, в соответствии со своей профессией и квалификацией.
2. Соблюдать меры безопасности, предусмотренные в наряде-допуске и инструкциях по охране труда по видам выполняемых работ.
3. Пользоваться при работе исправным оборудованием, техническими устройствами и инструментом.
4. Работать в спецодежде и спец. обуви, положенной по нормам, правильно пользоваться защитными, предохранительными приспособлениями и при необходимости своевременно их применять.
5. Уметь пользоваться средствами пожаротушения, немедленно принять меры к вызову пожарной охраны и приступить к ликвидации загорания.
6. Прекращать работы при возникновении опасной ситуации.
7. Отказаться от выполнения работ в случае возникновения опасности его жизни и здоровью вследствие нарушения требований охраны труда до устранения такой опасности.
8. После окончания работ тщательно осмотреть место их проведения и устранить выявленные нарушения требований охраны труда до устранения такой опасности.

Меры безопасности при производстве ремонтных работ
Ремонт насосного агрегата следует проводить в соответствии с требованиями РД – 153 – 39.4 – 056 – 00 «Правил технической эксплуатации МН», РД – 13.110.00 -КТН – 260-14 «Правил безопасности при эксплуатации объектов ОАО «АК «Транснефть»», РД 13.220.00 – КТН – 212-12 «Правил пожарной безопасности на объектах организации системы «Транснефть»», «Руководства по техническому обслуживанию и ремонту оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций» РД-75.200.00 – КТН – 037 - 13.
Ответственность за проведение ремонтных работ и диагностических контролей насосного оборудования несут руководители объекта.
Требования к персоналу
К самостоятельному производству работ по ТОР МТО допускаются работники не моложе 18 лет, имеющие соответствующее образование (квалификацию), прошедшие медицинский осмотр и признанные годными, прошедшие в установленном порядке обучение, аттестацию, проверку знаний, инструктаж и стажировку, допущенные приказом (распоряжением) к самостоятельной работе.
При проведении инструктажей персонала, привлекаемого к проведению работ по ТОР МТО, особое внимание должно быть обращено на выполнение персоналом следующих требований:
выполнение работ каждым из участников работ в строгом соответствии с порученным объёмом работ;
знание своих обязанностей при возникновении аварийной (нештатной) ситуации;
проведение работ в обозначенных местах проведения работ;
знание порядка аварийного выключения МТО (системы);
выполнение работ с необходимыми средствами индивидуальной защиты.
На проведение технического обслуживания и ремонтов насосного агрегата (текущий, средний, капитальный) должен быть оформлен наряд-допуск. Наряд-допуск оформляется на газоопасные работы, если ремонт производится с разгерметизацией насоса, если без разгерметизации – то на работы повышенной опасности, а если при проведении ремонта есть необходимость выполнять операции с применением открытого огня и искрообразованием – оформляется наряд-допуск на проведение огневых работ.
Исполнители работ перед началом производства ремонтных работ обязаны:
подготовить необходимый инструмент, приспособления, технические средства, проверить их исправность. Инструмент должен быть исправным и искробезопасным;
подготовить съемные грузозахватные приспособления;
надеть соответствующую спецодежду, специальную обувь, защитную каску, иметь при себе необходимые средства индивидуальной защиты;
иметь при себе квалификационное удостоверение и удостоверение по проверке знаний по охране труда и пожарной безопасности;
получить инструктаж по охране труда и расписаться в наряде-допуске;
ознакомиться с характером, содержанием и объемом работ на месте их проведения;
приступать к работе только по указанию лица, ответственного за проведение работ;
отказаться от проведения работ в случае не полного выполнения мероприятий, предусмотренных нарядом-допуском или возникновении угрозы жизни и здоровью исполнителей вследствие нарушений требований охраны труда.
После оформления наряда-допуска исполнители работ непосредственно допускаются к производству ремонтных работ.
Во время проведения ремонтных работ необходимо соблюдать следующие требования безопасности.
Исполнители работ обязаны выполнять только ту работу, которая указана в наряде-допуске в соответствии со своей профессией и квалификацией.
На месте проведения ремонтных работ должен производиться контроль воздушной среды.
При разборке насоса снятые узлы и детали необходимо укладывать на специальные подставки, стеллажи, конструкция которых должна исключать падение узлов и деталей.
Работы производить исправным, искробезопасным инструментом, приспособлениями.
Не допускать ударов металлических предметов друг о друга во избежание появления искры.
Для снятия полумуфты с ротора насоса применять съемник. Не допускается снимать полумуфту ударами кувалды.
При вскрытии крышки насоса:
гайки крепления крышки насоса отворачивать гидравлическим ключом, или ключом мультипликатором, или специальным монтажным ключом типа «звездочка», который допускается удлинять дополнительным рычагом;
стропить крышку насоса необходимо согласно разработанных схем строповки, при этом использовать исправные и проверенные стропы соответствующей грузоподъемности;
стропа должны снабжаться клеймом или прочно прикрепленной биркой с указанием номера, грузоподъемности и даты испытания;
прежде чем поднимать крышку насоса кран балкой, ее необходимо «подорвать» отжимными болтами (во избежание возникновения ситуации поднятия «мертвого груза»);
перед подъемом крышки необходимо проверить надежность действия тормозов кран-балки, для этого крышку необходимо приподнять на высоту не более 300 мм и выдержать в таком положении некоторое время, контролируя ее положение;
проверить правильность строповки и равномерность натяжения стропов;
во время грузоподъемных работ нельзя находиться под поднятым грузом;
цепь привода лебедки кран балки не должна задевать за металлические части насоса;
крышка, снятая с корпуса насоса укладывается на специальную, устойчивую подставку соответствующей грузоподъемности. Место укладки крышки выбирается таким образом, чтобы она не загромождала рабочее место и проходы в помещении насосной.
Нефть, разлитая при вскрытии насоса, должна быть убрана, а место, залитое нефтью, очищено.
Во время проведения ремонтных работ в помещении насосной должна постоянно работать приточно-вытяжная вентиляция.
Ремонтные работы производить в соответствие с технологическими картами ремонта.
Не допускается использовать вторично паронитовую прокладку между корпусом и крышкой насоса.
Не допускается использовать вторично резинотехнические изделия при ремонте.
При центровке агрегата для проворачивания ротора электродвигателя использовать специальное приспособление. Смещение валов и их перекос при центровке устранять перемещением электродвигателя. Не допускается центровка агрегата смещением корпусов подшипников насоса и перемещением самого насоса.
Особую осторожность необходимо проявлять при опрессовке насоса после ремонта, так как в этот момент может произойти выброс нефти в торцовое уплотнение или в разъем насоса.
При демонтаже ротора электродвигателя отверстие, образующееся в разделительной стене, необходимо закрыть заглушкой для предотвращения попадания паров нефти в электрозал.
При проведении ремонта более одного рабочего дня, при длительных перерывах в работе необходимо закрыть крышку насоса и закрепить ее, а также установить технологические заглушки вместо торцовых уплотнений.
После завершения ремонтных работ необходимо тщательно осмотреть рабочее место и устранить выявленные нарушения, которые могут привести к возникновению пожара, травмам и авариям.
В случае проведения огневых работ при ремонте насосного агрегата необходимо соблюдать следующие меры безопасности:
оформить наряд-допуск на проведение огневых работ;
провести инструктаж по охране труда и пожарной безопасности со сварщиком и его подручным;
проверить исправность сварочного оборудования;
разместить сварочное оборудование на расстоянии 40м от помещения насосной, обеспечив безопасный и свободный доступ к нему;
освободить рабочее место от посторонних и сгораемых предметов в радиусе не менее 7м;
сливные воронки, выходы из лотков и других устройств, связанных с канализацией, в которых могут быть пары нефти, накрыть асбестовым полотном и засыпать слоем песка не менее 50 мм;
залить пол насосной воздушно-механической пеной (наличие в помещении производственной канализации);
определить опасную зону, границы которой четко обозначить предупредительными знаками или надписями;
обеспечить место проведения работ средствами пожаротушения;
обеспечить на месте проведения огневых работ меры по исключению разлета искр;
при производстве огневых работ в помещении насосной необходимо приостановить операции по перекачки нефти, снизить давление до минимальных пределов;
усилить вентилирование помещения насосной;
одновременное проведение огневых и газоопасных работ в помещении насосной не допускается;
пользоваться одеждой и рукавицами со следами масел и жиров, бензина, керосина и других горючих жидкостей запрещается;
по окончании проведения огневых работ необходимо обеспечить наблюдение за местом их проведения в течение 3 часов.
По окончании ремонтных работ, производится пробный пуск агрегата под руководством ответственного за производство ремонтных работ на основании письменного запроса.
Оборудование после ремонта считается принятым в эксплуатацию после проверки его технического состояния, проведения обкатки (испытания) в рабочем режиме в течение:
8 часов – после выполнения ремонтных работ в объеме текущего ремонта;
72 час – после выполнения ремонтных работ в объеме среднего и капитального ремонта.
Вспомогательные насосы после ремонта подлежат обкатке в течение 1 часа.

Контроль воздушной среды
Контроль воздушной среды на объектах ОАО «АК «Транснефть» проводится с целью обеспечения нормальных здоровых условий труда для предотвращения острых или хронических отравлений обслуживающего персонала или развития у них профессиональных заболеваний, а так же с целью предотвращения случаев возникновения пожаров и взрывов.
С целью обеспечения пожаровзрывобезопасности объектов для всех работ установлена «предельно-допустимая взрывобезопасная концентрация» (ПДВК) газов, которая составляет 5 % величины «нижнего концентрационного предела распространения пламени» (НКПР) и составляет для паров нефти 2100 мг/м3.
С целью соблюдения санитарных норм и обеспечения защиты от воздействия на организм человека вредных веществ установлена предельно-допустимая концентрация (ПДК) углеводородов нефти в воздухе рабочей зоны, равной 300 мг/м3.
Концентрация сероводорода в воздухе помещений не должна превышать 10 мг/м3, а в воздухе населённых мест – не более 0,008 мг/м3.
Контроль воздушной среды на объектах магистрального нефтепровода могут проводить лица, прошедшие специальную подготовку, сдавшие экзамен в присутствии представителя территориального органа Федеральной службы технологического и экологического надзора России (далее по тексту Ростехнадзора России) и получившие допуск на проведение данного вида работ. Обязанности по проведению контроля воздушной среды возлагаются приказом по структурному подразделению, основанием для которого служит протокол экзаменационной комиссии. Лицо, проводящее контроль воздушной среды должно всегда иметь при себе удостоверение.
Лицо, назначенное начальником структурного подразделения для выполнения контроля воздушной среды в период проведения работ по наряду-допуску, должно быть включено в состав бригады исполнителей и в колонке «выполняемая функция» п.4 наряда-допуска должно быть указано «контроль воздушной среды».
Для проведения анализа воздушной среды на объектах МН должны использоваться газоанализаторы, удовлетворяющие следующим требованиям:
- должны быть сертифицированы Госстандартом России и иметь Сертификат установленной формы;
- при наличии источника электроэнергии должны иметь Свидетельство о взрывозащищенности, утвержденное Главгосэнергонадзором;
- должны иметь разрешение Ростехнадзора России на применение на подконтрольных ему объектах;
- должны своевременно, в установленные сроки, проходить государственную поверку в территориальных органах Госстандарта России и иметь Свидетельство о госповерке, которое всегда должно находиться вместе с прибором.
- должны иметь на корпусе (или на табличке, прикрепленной к корпусу) следующее: марку прибора, заводской номер, год выпуска, товарный знак завода-изготовителя, знак Госстандарта России, маркировку взрывозащищенности;
- должны иметь минимальную чувствительность и измерительный диапазон, удовлетворяющий требованиям нормативных документов в части допустимых концентраций.
Контроль воздушной среды в производственных помещениях.
В помещении воздушная среда должна контролироваться не менее чем в трех точках.
При выборе точек контроля воздушной среды необходимо учитывать следующее:
наличие в помещении воздушных потоков. Воздух следует контролировать вдали от проемов дверей и окон, приточных и вытяжных вентиляционных патрубков. По возможности, на период анализа, двери и окна плотно закрыть;
наличие в помещении источников загазованности. Точки контроля должны выбираться вблизи источников загазованности (насосов, задвижек, колодцев промканализации и др.).
плотность паров и газов по воздуху. Если плотность по воздуху больше единицы, пары и газы скапливаются в нижней части помещения, если меньше единицы - в верхней. В первом случае точки контроля должны находиться не выше 0,5 м от пола, во втором в верхней части помещения. При определении концентрации многокомпонентных или неизвестных веществ, контроль проводится как в нижней так и в верхней зоне или на уровне дыхания;
наличие в помещении “мертвых зон” (не продуваемых и не проветриваемых). Дополнительные точки контроля должны охватывать данные зоны, так как в них высока вероятность скопления паров и газов.
Необходимо помнить, что не правильный выбор точек контроля воздушной среды в помещениях снижает степень достоверности результатов контроля и даже может привести к 100%-ой ошибке результата.
Периодичность контроля воздушной среды в помещениях устанавливается планом-графиком, но при этом должна быть:
не реже одного раза в сутки в помещениях постоянного обслуживания где имеются источники выделения паров и газов (насосный зал, маслоприямок, КРД, блок-бокс гашения ударной волны, ГРУ (ГРП), ТПУ и др.);
не реже одного раза в сутки в помещениях постоянного нахождения обслуживающего персонала, где нет источников выделения опасных веществ, но возможно попадание их извне (операторная, диспетчерская, механическая мастерская и др.) - в условиях, повышающих опасность выделения и затекания паров и газов (жаркие дни, штиль, инверсия и др.);
каждый раз перед началом работы в помещениях, обслуживаемых периодически, где имеются источники выделения паров и газов, при этом необходимо соблюдать определенные меры безопасности изложенные ниже;
в других помещения анализ воздушной среды проводится по мере необходимости.
Вне зависимости от периодичности, установленной планом-графиком, контроль воздушной среды должен проводиться по первому требованию обслуживающего персонала.
Если в помещениях проводятся огневые, газоопасные и другие работы повышенной опасности, правила и периодичность контроля воздушной среды определяются нарядом – допуском.
Контроль воздушной среды в колодцах (канализационных, газовых, вантузных, манифольдных) проводится не реже одного раза в неделю и каждый раз перед началом, в процессе и после окончания работ.
Пред началом производства работ в колодце контроль воздушной среды проводится не ранее чем через 15 минут после открытия крышки и проветривания.
Воздух следует контролировать на высоте не более 0,5 м от дна колодца или поверхности жидкости находящейся в колодце с периодичностью при производстве работ не реже чем через каждые 30 минут, способом опускания прибора или с помощью удлинительной воздухозаборной трубки.
Контроль воздушной среды в колодцах необходимо проводить в СИЗОД изолирующего типа в присутствии 2-х наблюдающих (дублёров). В любом случае, у каждого работающего в колодце должен быть наготове средство защиты органов дыхания (СИЗОД) изолирующего типа и спасательный пояс с закреплённым на нём сигнально-спасательной верёвкой.
Для контроля воздушной среды в газоопасных местах должны использоваться только взрывозащищённые приборы. Включать и выключать приборы следует только за пределами опасной зоны.
При необходимости контроля воздушной среды в тёмное время суток, а также при неблагоприятных погодных условиях, ухудшающих рассеивание паров и газов лицо, проводящее анализ воздуха, должно иметь при себе взрывобезопасный ручной светильник напряжением не более 12 В и иметь сопровождающего.
Состав бригады и распределение обязанностей при работах в колодцах и приямках.
К газоопасным относятся работы, связанные с осмотром, обслуживанием, ремонтом, разгерметизацией технологического оборудования, коммуникаций, в т.ч. работы внутри емкостей (аппараты, резервуары, цистерны, а также коллекторы, тоннели, колодцы, приямки и другие аналогичные места), при проведении которых имеются или не исключена возможность поступления на место проведения работ взрыво- и пожароопасных или вредных паров, газов и других веществ, способных вызвать взрыв, возгорание, оказание вредного воздействия на организм человека, а также работы при недостаточном содержании кислорода (объемная доля ниже 20 %).
Работы в колодцах и приямках ведутся по наряду-допуску на газоопасные работы, бригадой не менее 3 человек и 1 наблюдающего.
Все колодцы должны иметь для спуска в них надежно закрепленные стремянки или ходовые скобы. Открывать и закрывать крышки колодцев разрешается только специальным ключом, соблюдая осторожность от отскока крышки люка от неровностей поверхности во избежание удара по ногам.
Контроль воздушной среды в колодце проводится через 15 минут после открытия крышки колодца и проветривания. Воздушную среду следует контролировать на высоте не выше 0,5 метра от дна колодца или поверхности жидкости, находящейся в колодце, с помощью удлинительной воздухозаборной трубки. Периодичность контроля воздушной среды указывается в наряде-допуске
Работа в колодце без средств защиты органов дыхания может быть разрешена ответственным за безопасное производство работ, если содержание кислорода в колодце составляет не менее 20%, а содержание вредных паров или газов в колодце не превышает предельно-допустимых концентраций (ПДК) вредных веществ в воздухе рабочей зоны.
В любом случае, у каждого работающего в колодце должен быть шланговый противогаз в положение «наготове» и спасательный пояс с закрепленной на нем сигнально-спасательной веревкой.
Работать в колодцах при температуре воздушной среды в них выше 50єС не разрешается.
Ремонтные работы в колодцах глубиной более 1 метра должны производиться бригадой не менее 3-х человек. Внутри колодца разрешается находиться только одному человеку.
Работы необходимо выполнять исправным, искробезопасным инструментом. Необходимо принимать меры по исключению падения в колодец инструмента, материалов и запчастей.
На поверхности земли с наветренной стороны у люка колодца должны находиться два человека, которые обязаны держать концы веревок от спасательного пояса рабочего, находящегося внутри колодца. Вести непрерывное наблюдение за ним и воздухозаборным патрубком шлангового противогаза, не допускать на место проведения работ посторонних лиц.
Воздухозаборные патрубки шланговых противогазов при работе должны располагаться с наветренной стороны от места выделения газа и закрепляться. При отсутствии принудительной подачи воздуха вентилятором длина шланга не должна превышать 10 м. Шланг не должен иметь резких перегибов и чем-либо защемляться.
Противогазы проверяются на герметичность перед выполнением каждой газоопасной работой. При надетом противогазе конец гофрированной трубы плотно зажимают рукой. И если при таком положении дышать невозможно, противогаз исправен. Если дышать можно, противогаз к применению не пригоден.
Спасательные пояса должны иметь наплечные ремни с кольцом, которое находится со стороны спины на их пересечении для крепления спасательной веревки. Пояс должен подгоняться таким образом, чтобы кольцо располагалось не ниже лопаток. Применение поясов без наплечных ремней запрещается.
Недалеко от колодца необходимо держать воду в плотно закрытом сосуде и аптечку с медикаментами.
Срок единовременного пребывания работающего в колодце в шланговом противогазе не должен превышать 15 минут, с обязательным отдыхом за пределами колодца не менее 15 минут.
Для освещения, при проведении работ в колодцах, необходимо применять взрывозащищенные переносные светильники напряжением не выше 12В или аккумуляторные фонари, соответствующие исполнению категории и группе взрывоопасной смеси. Включать и выключать фонари необходимо за пределами колодца.
Работы должны быть немедленно прекращены, если результат анализа воздушной среды превышает ПДВК. Эти работы могут быть возобновлены только после выявления и устранения причин загазованности и снижения концентрации паров и газов до допустимой нормы.

Оказание первой помощи

Первая помощь при ранении
Следует знать, что всякая рана может загрязниться микробами, находящимися на ранящем предмете, на коже пострадавшего, а также в пыли, земле, на руках оказывающего помощь, перевязочном материале.
При оказании первой помощи необходимо соблюдать следующие правила:
нельзя промывать рану водой или каким-либо лекарственным веществом, засыпать порошком и смазывать мазями, так как это препятствует ее заживлению, способствует занесению в нее грязи с поверхности кожи и может вызвать нагноение;
нельзя убирать из раны песок, землю, камешки и т.п., так как удалить таким образом все, что загрязняет рану, невозможно. Нужно осторожно снять грязь вокруг раны, очищая кожу от ее краев наружу, чтобы не загрязнять рану. Очищенный участок вокруг раны нужно смазать настойкой йода перед наложением повязки;
нельзя удалять из раны сгустки крови, инородные тела, так как это может вызвать кровотечение;
нельзя заматывать рану изоляционной лентой.
Для оказания первой помощи при ранении необходимо вскрыть имеющийся в аптечке индивидуальный пакет, наложить повязку.

Первая помощь при ушибах.
Признаки: припухлость, боль при прикосновении к месту ушиба.
Оказание первой помощи:
к месту ушиба нужно приложить "холод ".
наложить тугую повязку.
Не следует смазывать ушибленное место настойкой йода, растирать и накладывать согревающий компресс, так как это лишь усиливает боль.

Оказание первой помощи при ожогах
Ожоги делятся на четыре степени в зависимости от площади и глубины поражения тела человека огнем, горячей водой, паром, расплавленным металлом, электрическим током, химическим действием кислот и щелочей:
первая степень ожога характеризуется покраснением, отечностью, болезненными ощущениями;
вторая - появлением пузырей, наполненных жидкостью желтоватого цвета;
третья - наступлением неполного омертвления кожи;
четвертая (самая тяжелая) - наличием коричневого или черного струпа различной толщины, омертвлением кожи.
Термические и электрические ожоги.
Первая помощь при ожогах направлена на защиту пораженных участков от инфекции, микробов и на борьбу с шоком.
На небольшие ожоги II-IV степени накладывают стерильную повязку, а при тяжелых и обширных ожогах необходимо воспользоваться простыней, которой одним щадящим движением быстро накрыть поврежденный участок и так же легко снять в больнице.
ЧТО НЕОБХОДИМО СДЕЛАТЬ В ПЕРВЫЕ МИНУТЫ ПОСЛЕ НЕСЧАСТНОГО СЛУЧАЯ? Это:
Накрыть поврежденную поверхность чистой тканью;
Приложить холод;
Обезболить;
Предложить обильное питье;
Обеспечить пострадавшему полный покой.
Своевременное применение холода позволяет не только избежать образования пузырей и уменьшить боль, но и в большинстве случаев избежать развития ожогового шока. Достаточно обложить обожженную поверхность пузырями со льдом или целлофановыми пакетами, наполненными снегом или холодной водой, чтобы значительно уменьшить плазмопотерю.
НЕДОПУСТИМО:
Даже пытаться удалять остатки одежды и грязь;
Смазывать ожоговую поверхность жиром, посыпать крахмалом или мукой;
Обрабатывать спиртом, йодом место ожога;
Вскрывать пузыри;
Бинтовать обожженную поверхность;
Химические ожоги.
При химических ожогах глубина повреждения тканей зависит от длительности воздействия химического вещества. Поэтому важно как можно скорее уменьшить концентрацию химического вещества и время его воздействия. Для этого пораженное место сразу же промывают большим количеством проточной холодной воды в течение 15-20 минут.
Если кислота или щелочь попала на кожу через одежду, то сначала надо смыть ее водой с одежды, а потом осторожно разрезать и снять с пострадавшего мокрую одежду, после чего промыть кожу.
При попадании на тело человека серной кислоты или щелочи в твердом виде необходимо удалить ее сухой ватой или кусочком ткани, а затем пораженное место тщательно промыть водой.

Оказание первой помощи при переломах
Первой помощью, как при открытом переломе, так и при закрытом, является иммобилизация (создание покоя) поврежденной конечности. Для иммобилизации используются готовые шины, а также палки, доски, линейка, куски фанеры и т.п.
Открытые переломы требуют особого внимания. Иммобилизация осуществляется в соответствии с приводимыми ниже указаниями.
На рану следует наложить стерильную повязку.
При кровотечении из артерий наложить жгут.
Вправлять отломки, касаться раны нельзя!
При закрытом переломе не следует снимать с пострадавшего одежду - шину нужно накладывать поверх нее. К месту травмы необходимо прикладывать "холод" (резиновый пузырь со льдом, снегом, холодной водой, холодные примочки) для уменьшения боли. При переломе или вывихе бедренной кости нужно укрепить больную ногу шиной с наружной стороны так, чтобы один конец шины доходил до подмышки, а другой достигал пятки.
Вторую шину накладывают на внутреннюю сторону поврежденной ноги от промежности до пятки.
При переломе или вывихе костей голени фиксируют коленный и голеностопный суставы.

Первая помощь при обморожении и переохлаждении
Повреждение тканей в результате воздействия низкой температуры называется обморожением.
Первая помощь заключается в немедленном согревании пострадавшего, для чего надо как можно быстрее доставить его в теплое помещение. Снять с обмороженных конечностей одежду и обувь. Немедленно укрыть поврежденные конечности от внешнего тепла теплоизолирующей повязкой с большим количеством ваты или одеялами и теплой одеждой. Дать обильное теплое питье.
НЕЛЬЗЯ!
Смазывать обмороженные участки тела жиром и мазями.
Растирать обмороженную кожу.
Помещать обмороженные конечности в теплую воду или обкладывать грелками.
При переохлаждении (появлении озноба и мышечной дрожи) необходимо дополнительно укрыть пострадавшего, предложить теплое сладкое питье или пищу с большим содержанием сахара. Доставить в течение 1 часа в теплое помещение. Поместить в ванну с температурой воды 35-40 0С (терпит локоть) или обложить большим количеством теплых грелок. После ванны обязательно укрыть теплым одеялом или надеть теплую сухую одежду. Продолжать давать теплое сладкое питье до прибытия врачей.

Первая помощь при отравлении
Применить индивидуальные средства защиты (фильтрующий противогаз марки А, марок К, КД).
Вынести или вывести пострадавшего на свежий воздух. Освободить от стесняющей одежды, обложить грелками, предоставить полный покой. Дать крепкий, сладкий чай, настойку валерианы, пустырника. Если есть возможность дать вдыхать имилнитрат из ампулы на ватке 15-30 секунд (повторить через 2-3 мин.). Рекомендуются ингаляции увлажненным кислородом. При попадании в глаза, промыть их 2% раствором соды. При потере сознания дать вдыхать нашатырный спирт с ватки, кожу промыть теплой водой с мылом, удалить брызги при помощи вазелина.
При остановке дыхания – приступить к искусственной вентиляции легких. Срочно направить в лечебное учреждение.

Порядок оказания помощи при утоплении
1. Прежде всего, после извлечения пострадавшего из воды, следует очистить полость рта и глотки пострадавшего от посторонних предметов. Пострадавшего надо положить животом на колено так, чтобы его голова была ниже уровня грудной клетки. Пальцем, обернутым куском материи, удаляют из полости рта и глотки водоросли, ил, рвотные массы. Делать надо это очень тщательно.
2. Удалить воду из легких и желудка пострадавшего. Для этого 2-3 раза сдавливают грудную клетку пострадавшего, стараясь удалить из легких и желудка всю воду. После чего пострадавшего переворачивают на спину.
3. Начать реанимацию. Приступить к проведению искусственного дыхания и непрямого массажа сердца, предварительно убедившись в наличии признаков клинической смерти, прежде всего в том, что сердце не работает. Реанимацию начинают с так называемого пред кардиального удара. Пострадавшего укладывают на твердую поверхность (например, пол). На нижнюю треть грудины наносят короткий, сильный удар (удар необходимо соотнести с возрастом и массой тела пострадавшего) кулаком. После чего сразу же определяют пульс на сонной артерии. Иногда одного удара бывает достаточно, чтобы «запустить» сердце. Далее приступают к искусственной вентиляции легких.

Оказание первой помощи при поражении электрическим током
При повреждении электрическим током необходимо как можно скорее освободить пострадавшего от действия электрического тока, так как от продолжительности этого действия зависит тяжесть электротравмы. Затем:
1. Немедленно уложить пострадавшего на спину.
2. Расстегнуть стесняющую дыхание одежду.
3. Проверить по движению грудной клетки наличие дыхания.
4. Проверить наличие пульса.
5. Проверить состояние зрачка (узкий или широкий).
6. Обеспечить покой пострадавшему до прибытия врача.
В случае редкого дыхания или при отсутствии признаков жизни необходимо делать искусственное дыхание и непрямой массаж сердца. (2 вдоха и 30 надавливаний).
Во всех случаях поражения электрическим током вызов врача является обязательным независимо от состояния пострадавшего.

Тема 9. Дефектовка и ремонт узлов, деталей оборудования.

Работоспособное состояние механотехнологического оборудования нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» обеспечивается системой технического обслуживания и ремонта, при которой выполняются требования заводов-изготовителей и Руководства по техническому обслуживанию и ремонту оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций (РД-75.200.00-КТН-037-13), с учетом срока службы каждой единицы оборудования.
Системой технического обслуживания и ремонта по фактическому техническому состоянию (ТОР по техническому состоянию) называется техническое обслуживание и ремонт, заключающееся в регламентных остановках и ремонтах, производимых в соответствии с регламентов, а также в контроле технического состояния оборудования, осуществляемом с установленной периодичностью между регламентными остановками и обслуживанием (или ремонтом) в зависимости от этого состояния.
Техническое обслуживание и ремонт по фактическому техническому состоянию представляет собой совокупность правил по определению режимов и регламента диагностирования оборудования НПС и принятию решений о необходимости его обслуживания, замены или ремонта на основе информации о фактическом техническом состоянии.
Система технического обслуживания и ремонта по фактическому техническому состоянию требует разработки методов и средств для диагностирования, обладающих большой информативностью. Такую базу технической диагностики экономически целесообразно применять в первую очередь для основного оборудования НПС – насосных агрегатов. Причем для насосных агрегатов, определяющих надежность и экономичность работы НПС, необходимо регламентировать контроль и анализ уровня вибрации, температуры, утечек, параметры напора, КПД, потребляемой мощности.
На основе контроля и анализа вибрации, как наиболее информативного метода обнаружения неисправности, определяется глубина развития дефектов, причина их появления, прогнозируется ресурс работы или время работы оборудования до ремонта.
Если вибродиагностика, в первую очередь, решает задачи повышения надежности оборудования, то параметрическая диагностика насосных агрегатов способствует достижению более экономичных эксплуатационных параметров. В основу параметрической диагностики положены оценка напора, мощности и КПД насоса и агрегата в целом, определение причин, вызывающих ухудшение данных параметров, разработка и реализация мероприятий по улучшению или восстановлению напорной и энергетической характеристики насоса, определение тенденции их изменения по мере наработки.
Этот метод диагностики необходимо использовать на начальной стадии работы агрегата, чтобы выявить дефекты заводского характера, монтажа и ремонта, а также в период эксплуатации для своевременного обнаружения и оценки причин, ухудшающих рабочие параметры насоса или электродвигателя и в целом насосного агрегата.
Факторами, увеличивающими продолжительность работы оборудования между ремонтами являются:
- Выполнение требований инструкции по эксплуатации;
- Своевременное проведение диагностического контроля;
- Входной контроль сменных деталей и узлов;
- Качественное проведение ТО и Р.

Технология ремонта оборудования

В состав работ по ремонту оборудования входят: очистка, мойка, разборка; дефектация, замена изношенных деталей и сборочных единиц новыми или отремонтированными; восстановление посадок в сопряжениях; сборка и испытание сборочных единиц; монтаж сборочных единиц и агрегатов; испытание оборудования; окраска. Ремонтные работы включают также технологические процессы восстановления деталей.
Комплекс работ, выполняемых в определенной последовательности и обеспечивающих восстановление работоспособности оборудования, называется технологической схемой ремонта.
Для выполнения технологических процессов или операций используют комплект технической документации: технологические карты; руководство по ремонту оборудования; технические условия на ремонт; типовые нормы времени на разборку, сборку и ремонт оборудования, агрегатов, сборочных единиц и деталей; нормы расхода запасных частей на ремонт; нормы расхода материалов на ремонт; альбом чертежей нестандартного оборудования и оснастки; заводские руководства и инструкции.
Перед началом ремонта оборудование очищают, проводят его техническую экспертизу, составляют ведомость дефектов, а затем устанавливают на участок по ремонту согласно технологической схеме. Разбирать оборудование на сборочные единицы и детали в процессе ремонта необходимо в определенной последовательности согласно технологии разборки и сборки. Это обеспечивает наименьшие затраты времени и сохранность деталей.
После разборки оборудования или сборочной единицы и мойки деталей производят их дефектацию. В процессе контроля детали сортируют на годные, подлежащие ремонту и выбраковке. Годные детали поступают на сборку, а детали, подлежащие ремонту, проходят процесс восстановления. Вместо выбракованных деталей изготовляют новые, если их нет на складе запасных частей.
Каждый рабочий выполняет определенные операции, что позволяет сокращать время на подготовку к работе и рационально использовать инструменты и приспособления. Организация рабочего места предусматривает максимальную экономию движений, что достигается конструкцией оборудования, оснащением средствами механизации основных и вспомогательных операций, необходимой документацией, соблюдением требований безопасных приемов работ. Каждое рабочее место должно быть связано с последующими рабочими местами технологического процесса ремонта оборудования. Приспособления, инструменты, материалы, запасные части, ремонтируемые детали и сборочные единицы должны находиться на определенных местах. Техническую документацию следует располагать таким образом, чтобы ею было удобно пользоваться: на штативах, подставках и в рамках на уровне глаз работающего.
Численность и состав бригад устанавливается в зависимости от количества и сложности оборудования, периодичности ремонта и его трудоемкости.
В состав бригады, кроме слесарей, входят электросварщики, газорезчики, электрики и рабочие других специальностей.
На ремонтных предприятиях ремонт оборудования выполняют главным образом специализированные бригады. При этом весь технологический процесс расчленяется по постам. Организация постов и число специализированных бригад определяется количеством оборудования, ремонтируемых в год, их конструкцией и оснасткой ремонтного предприятия оборудованием. Такая организация работ позволяет: повысить производительность труда и качество ремонта вследствие специализации рабочих на выполнении определенных операций; оснастить ремонтные посты средствами механизации (кранами, станками, стендами, прессами и др.); более рационально загрузить производственные площади и оборудование. Специализированные бригады целесообразно организовывать на предприятиях, занятых ремонтом однотипного оборудования.
Ремонт, связанный с заменой или разборкой агрегатов и сборочных единиц, производится преимущественно по результатам предварительной диагностики.

Износ деталей оборудования

Износ-изменение размеров, формы, массы или состояния поверхности изделия вследствие разрушения (изнашивания) микрообъёмов поверхностного слоя изделия при трении.
Износ деталей оборудования зависит от условий трения, свойств материала и конструкции изделия. Износ можно рассматривать как механический процесс, осложнённый действием физических и химических факторов, вызывающих снижение прочности микрообъёмов поверхностного слоя. По условиям внешнего воздействия на поверхностный слой различают износ: абразивный, кавитационный, эрозионный и др. Износ приводит к снижению функциональных качеств изделий и к потере их потребительской ценности. Увеличению износостойкости изделий способствуют как применение материалов с высокой износостойкостью, так и конструктивные решения, обеспечивающие компенсацию износа, резервирование износостойкости, общее улучшение условий трения (применение высококачественных смазочных материалов, защиты от абразивного воздействия и пр.).
В каждом механизме всегда есть два типа соединений деталей: неподвижные и подвижные. В новом оборудовании характер каждого сопряжения задается в виде определенной посадки. В подвижных сопряжениях посадка определяет свободу относительного перемещения деталей, а у неподвижных прочность их взаимного соединения. Подвижные посадки характеризуются величиной зазора, а неподвижные натягом. Следовательно, причину нарушения работоспособности деталей и механизмов оборудования нужно искать в нарушении работоспособности отдельных сопряжений, что вызывается превышением предельно допустимых зазоров в подвижных сопряжениях и нарушением прочности соединения деталей в неподвижных сопряжениях.
Если отдельные детали и механизмы перестают удовлетворять предъявляемым к ним требованиям, то это означает, что в оборудовании появились неисправности, требуется ремонт. Заменяя по мере необходимости изношенные детали новыми или восстановленными, поддерживают работоспособность оборудования.
Одним из критериев необходимости ремонта сопряженных деталей является их предельный износ, при котором дальнейшая нормальная работа этих сопряжений невозможна.
Степень износа определяют с целью установления стоимости оборудования на какой-либо определенный момент. Кроме того, износ одних деталей часто влечет за собой повышенный износ сопряженных с ними. При износе возникают дополнительные динамические нагрузки, и прочность деталей уменьшается, что повышает вероятность неожиданных поломок и аварий.
Большинство деталей оборудования подвергается воздействию различных видов изнашивания. Преобладающим является механическое, которое подчиняется определенной закономерности. Изнашивание деталей может быть естественным и форсированным. Естественное изнашивание получается в результате старения оборудования (в связи с этим происходит изменение физико-механических свойств металла и трения, нарушение зазоров в сопрягаемых поверхностях деталей), различных тепловых и химических воздействий среды. Такое изнашивание имеет закономерный характер. На рисунке 22.2 процесс изнашивания деталей представлен графически. По горизонтальной оси откладывается время работы детали в часах, а по вертикальной износ детали в микронах. Кривая изнашивания имеет участок ОА (период приработки детали), участок АВ (период нормального естественного изнашивания) и участок ВС (период форсированного изнашивания детали).
В течение первого периода эксплуатации оборудования периода приработки сопряженных деталей изнашивание трущихся поверхностей происходит интенсивно. За некоторое время t1 трущиеся поверхности деталей подготавливаются к восприятию эксплуатационных нагрузок. Новые детали имеют поверхности со значительными неровностями, а следовательно, и небольшую площадь соприкосновения. По мере приработки эти неровности сглаживаются, фактическая площадь контакта увеличивается и скорость изнашивания уменьшается.
В процессе приработки деталей режим работы оборудования должен быть значительно облегчен, иначе большое тепловыделение в зонах трения может привести к сплавлению и отрыву частиц металла сопряженных поверхностей. При этом смазка разжижается и обильно загрязняется металлической пылью.
К концу приработки скорость нарастания износа уменьшается, приближаясь к некоторой постоянной величине, и наступает период нормального изнашивания.
На участке АВ износ продолжается, но интенсивность его при нормальных условиях работы сопряжения незначительна. Отрезок времени t2 соответствует большей части работы механизма, когда износ нарастает равномерно, почти по прямой линии.
По мере изнашивания деталей зазоры в подвижных сопряжениях увеличиваются, вызывая дополнительные динамические нагрузки и ухудшение условий смазывания трущихся поверхностей. После достижения некоторой величины износа (участок кривой от точки В и далее) скорость изнашивания резко увеличивается, и наступает третий период работы сопряженных деталей, характеризующийся резким увеличением износа и недопустимым увеличением зазора в сопряжениях. В этот период изменяются геометрическая форма деталей и условия работы поверхностей трения. При этом жидкостное трение может перейти в пограничные области и вызвать выплавление антифрикционного сплава у подшипников, образование задиров на трущихся поверхностях и т. д., поэтому дальнейшая эксплуатация деталей нежелательна.
Такой износ, при котором эксплуатация детали делается невозможной или недопустимой, называется предельным.
Предельный износ деталей это достижение таких размеров и состояния, при которых нормальная работа сопряженных деталей невозможна, так как может привести к аварии, т. е. деталь выработала ресурс.
Допустимыми называются размеры и другие характеристики детали, при которых деталь может быть использована в оборудовании без ремонта. Их определяют исходя из предельных размеров износа деталей.
Большинство оборудования работает в тяжелых условиях на открытом воздухе, подвергаясь воздействию атмосферных осадков, частиц пыли и грунта, а также значительным перегрузкам. Эти условия являются причинами постоянного изменения технического состояния оборудования и появления в них различных неисправностей.
Неисправности деталей оборудования выражаются в изменении их первоначальных форм, размеров, массы, структуры материала и его механических свойств, а также в изменении качества поверхности и в нарушении взаимного расположения деталей.
Основные факторы, определяющие скорость изнашивания оборудования, можно свести в три группы: конструктивные, технологические и эксплуатационные.
К конструктивным факторам относятся: размер и форма, начальные зазоры и посадки сопряженных деталей, обеспечивающие наименьший их износ; конструкция оборудования - соответствие геометрических форм и размеров деталей действующим нагрузкам и характеру приложения нагрузки (удары, вибрация), периодичности действия нагрузки, а также взаимодействия деталей - вид трения, скорость скольжения, смазка, поверхностные пленки, абразивы (твердость абразива, форма и размеры частиц); конструкции, обеспечивающие наивыгоднейший тепловой режим при работе сопряженных деталей; выбор материалов для изготовления сопряженных деталей и соответствие их параметров требуемой структуре и твердости, чистоте обработки материала; легкость доступа для технического обслуживания и смены сборочных единиц и деталей при ремонте и т. п.
К технологическим факторам относятся: качество материалов, фактически используемых при изготовлении деталей; механическая и термическая обработка деталей.
К эксплуатационным факторам относятся: режим работы оборудования, определяющий рабочие скорости и давление в сопряженных деталях, а также продолжительность их взаимодействия; режим работы оборудования по времени, в частности, характер чередования запусков и остановок; температура в зоне работы оборудования и ее сопряженных деталей; условия эксплуатации.
Перечисленные факторы при правильном их учете и использовании в процессе конструирования, изготовления и эксплуатации оборудования могут снизить изнашивание ее деталей, повысить надежность и долговечность.
Для лиц, эксплуатирующих оборудование, важно знать влияние эксплуатационных факторов на техническое состояние оборудования и их работоспособность.
Основная причина неисправностей механизмов - это износ сопрягаемых деталей. Процесс изнашивания сопровождается в основном изменением размеров и формы деталей, возникновением дополнительных динамических нагрузок и вибраций, усталостью рабочих поверхностей и концентрацией напряжений, вызванных нарушением правильного положения деталей в сборочных единицах.
Нарушение взаимного расположения деталей проявляется в отсутствии центровки, соосности, параллельности и перпендикулярности осей и валов. Неисправности сопряжений в большинстве случаев происходят из-за нарушения посадок, регулировки и ослабления креплений. В подвижных соединениях нарушение посадок приводит к увеличению зазоров и появлению динамических нагрузок (ударов). Ослабление креплений приводит к увеличению динамических нагрузок, потере жесткости или к нарушению герметичности сопряжений.
Особенно большое значение имеют допускаемые в процессе эксплуатации отклонения от оптимального режима работы, в результате чего увеличиваются предусмотренные конструкцией оборудования давление и скорости в сочленениях оборудования, что ведет к усиленному износу и поломкам. Оборудование работать в напряженных условиях, а тем более при перегрузках, не должно, так как это ведет к ненормальной работе двигателя, трансмиссии и ходовых частей.

Ремонт резьбовых, шпоночных и шлицевых соединений

Ремонт резьбовых соединений. Деталями резьбового соединения могут быть шпильки, болты, гайки или винты. Сломанные шпильки можно вывернуть при помощи ключей, соблюдая все меры предосторожности. Если невозможно воспользоваться ключом, то в шпильке сверлят отверстие, в которое забивают квадратный или зубчатый бор, и при помощи его шпильку вывинчивают.
Для этой же цели пользуются экстрактором, завинчивая его в отверстие сломавшейся шпильки; возможно также приваривание гайки. Из алюминиевого корпуса шпильку можно вытравить раствором азотной кислоты, предварительно высверлив внутреннюю часть ее, однако так, чтобы не повредить резьбу корпуса. Для ускорения процесса в раствор кислоты, налитой в гнездо шпильки, опускают кусочек железной (вязальной) проволоки. Через каждые 510 мин использованную кислоту надо удалять из гнезда шпильки пипеткой и наполнять гнездо свежей кислотой. Процесс травления длится несколько часов.
Для удаления из отверстия небольших корпусных деталей сломавшихся шпилек, а также метчиков, сверл и разверток применяют электроэрозионное высверливание и ультразвуковые установки.
Когда процесс травления или электроискровой обработки закончен, гнездо промывают и заостренной изогнутой чертилкой проверяют каждый виток резьбы отверстия, чтобы убедиться, что там не осталось кусочков металла. Тщательно очищенное отверстие необходимо пройти метчиком и лишь потом можно ввертывать новую шпильку.
Если шпилька перекошена и сидит не перпендикулярно к торцовой поверхности корпуса, то ее надо осторожно вывернуть. Такую шпильку запрещается подгибать (выпрямлять), так как она при этом деформируется у корня и может лопнуть во время затягивания или (что еще хуже) во время работы. Если перекос невелик, резьбу в отверстии можно исправить; если перекос велик, нужно нарезать новую резьбу большего диаметра, просверлив предварительно отверстие под эту резьбу по кондуктору. В этом случае изготовляют так называемую «индивидуальную» шпильку, имеющую верхний конец нормальный, а нижний соответственно увеличенному диаметру.
Незначительно поврежденные резьбы (забито несколько витков) на поверхности валов исправляют на токарном станке или слесарными приемами. Резьбу, потерявшую свой профиль вследствие износа или срыва, восстанавливают наплавкой. Предварительно старая резьба удаляется проточкой на токарном станке, после чего полученную поверхность наплавляют электросваркой, обтачивают и вновь нарезают резьбу требуемого шага.
При сборке резьбовых соединений шпильки должны ввертываться в резьбовые отверстия и иметь плотную посадку, которую достигают осевым натягом. Ввернутая шпилька должна быть перпендикулярна к плоскости детали, что можно проверить угольником. В процессе сборки болты и гайки следует подтягивать равномерно. При большом числе гаек рекомендуется завертывать их в определенном порядке; это исключает перекосы и коробление деталей, нередко возникающие, когда гайки затягивают в Произвольном порядке. Недовернутая гайка вызывает перегрузку соседних с ней шпилек, и это может явиться причиной их разрыва во время работы оборудования. Общий принцип затягивать сначала средние гайки, затем пару соседних справа и пару соседних слева, после чего снова пару соседних справа и т. д., постепенно приближаясь к краям
Затяжку гаек целесообразно производить постепенно, т. е. сначала затянуть все гайки, предположим, на одну треть затяжки, затем на две трети и, наконец, на полную затяжку. Затягивать полностью одну гайку за другой нельзя, потому что это может вызвать перекос и деформацию закрепляемой детали.
Гайки, расположенные по кругу, следует затягивать крест-накрест, причем, как указано выше, вначале все на половину или на треть затяжки, а затем в том же порядке до конца. Для равномерного затягивания гаек и болтов применяют динамометрические ключи. При затяжке обычным ключом следует внимательно следить за тем, чтобы не перетянуть гайку, так как это может быть причиной разрыва шпильки или болта.
В некоторых случаях изношенное резьбовое отверстие в детали заглушают и высверливают рядом другое отверстие, после чего в нем нарезают резьбу требуемого диаметра. Новое отверстие просверливают и во второй соединяемой детали.
Если в корпусе нужно восстановить первоначальную резьбу, можно установить втулку с наружной и внутренней резьбой, рассчитанной на нормальный винт, заподлицо с плоскостью детали и застопорить штифтом.

Ремонт шпоночных и шлицевых соединений
Ниже рассмотрены способы восстановления шпоночных пазов. При большем износе шпоночный паз ремонтируют наваркой грани (рисунок 1, а) с последующим фрезерованием. При этом выдерживают размер паза, установленный стандартом. Возможен и такой ремонт: паз расширяют и углубляют, полностью устраняя следы износа, затем к нему изготовляют ступенчатую шпонку (рисунок 1, б). Однако при таком ремонте не обеспечивается высококачественное соединение и поэтому его применяют в исключительных случаях (при осмотрах и текущих ремонтах). Поэтому когда на чертеже нет указаний о фиксированном положении шпоночного шпонки резьбовое отверстие и в него ввинчивают винт. Когда винт своим концом упрется в вал, его продолжают вращать, и тогда шпонка выходит из паза (рисунок 1, г.).
При подгонке и сборке призматических шпонок в процессе ремонта рекомендуется выполнить специальный скос (рисунок , в), а с обратной стороны сделать соответствующую пометку. Это позволит вынуть шпонку из паза и при помощи молотка с выколоткой, используя имеющийся у нее скос. Выколотку упирают в помеченный конец шпонки со стороны скоса (показано стрелкой) и слегка ударяют по ней молотком. С этой стороны конец шпонки прижимается к основанию паза, а с противоположной приподнимается.





Рисунок 1 Ремонт шпоночных соединений:
а – наваркой; б – установкой ступенчатой шпонки; в – призматическая шпонка со скосом; г – призматическая шпонка с резьбовым отверстием

Шлицы небольших валиков обычно не ремонтируют, детали с изношенными шлицами большей частью заменяют новыми. Однако у деталей, трудоемких в изготовлении, шлицы часто подвергают ремонту. Его производят путем наварки металла с последующей механической обработкой в точном соответствии с размерами и расположением шлицев на соединяемой детали.
Шлицы вала можно ремонтировать путем раздачи зубьев, когда шлицевое соединение центрируется по внутреннему диаметру.
Если шлицы закалены, необходимо сначала вал отжечь, после чего раздать каждый шлиц в продольном направлении, доведя ширину шлица до номинального размера с припуском 0,10,2 мм для последующей механической обработки.
Раздачу выполняют вручную или на прессах специальными инструментами зубилами и чеканами. Для этого вдоль шлицев наносят по одной продольной риске, затем зубилом (рисунок 2, в) вдоль рисок надрубают канавки (рисунок 2, а), которые раздают чеканом (рисунок 2, б).

Рисунок 2 Ремонт шлицев раздачей:
а – канавка, полученная раздачей; б – чекан для раздачи шлицев;
в – зубило

Раздачу шлицев можно производить, используя токарные или строгальные станки. Для этого оправку с вращающимся конусным роликом закрепляют в резцедержателе станка, а вал устанавливают в центрах токарного станка или закрепляют на столе строгального станка. Суппортом станка подводят ролик, вдавливают в тело зуба и осуществляют несколько проходов по одной канавке.
После раздачи канавки на шлицах заваривают электросваркой, вал дополнительно отжигают, рихтуют, а шлицы обрабатывают под номинальный размер и подвергают термообработке.
Шлицы в отверстиях (посадка по наружному диаметру) и с небольшим износом можно также ремонтировать раздачей. Для этого применяют специальную прошивку, которую продавливают через шлицевое отверстие с помощью гидравлического пресса. После раздачи зубьев шлицевое отверстие калибруют шлицевой протяжкой, при этом снимают излишне выдавленный металл и придают детали требуемый размер.

Ремонт подшипников скольжения. В подшипниках скольжения наиболее часто встречаются следующие дефекты: задиры, раковины и выкрашивание поверхности трения; засорение маслопроводящих каналов и повреждение канавок; ослабление неподвижной посадки втулки в корпусе; течь сальников; износ рабочей поверхности подшипника; нарушение правильного положения подшипника в узле и погрешности сборки.
Задиры, раковины и другие повреждения деталей выявляют осмотром. Размеры зазоров в разъемных подшипниках контролируют, измеряя люфт свинцовой проволокой, расплющиваемой между валом и подшипником. Для этого снимают верхнюю крышку подшипника, кладут на подшипник вала свинцовую проволоку, крышку ставят на место и затягивают болтами до отказа. Величину зазора определяют по толщине сплющенной проволоки в различных точках подшипника.
Величину зазора и размеры деталей неразъемных подшипников определяют щупом, индикатором, штангенциркулем или микрометром
Для замера изношенных внутренних поверхностей деталей используют индикаторные нутромеры, микрометрические и телескопические штихмасы.
Ремонт подшипников скольжения для многих сборочных единиц оборудования сводится к замене износившихся втулок или вкладышей, восстановлению посадочных мест под втулки и вкладыши путем их наплавки и последующего растачивания.
При ремонте подшипников проверяют маслопроводящие каналы, а смазочные канавки на поверхности вкладыша прорубают вновь, если сечение их оказывается недостаточным.
Для подачи смазочного материала на рабочие поверхности используют специальные сверления, масляные канавки и полости. При постоянном направлении внешней нагрузки, вращающихся цапфах и неподвижных корпусах смазочный материал подводят в ненагруженную зону подшипника через сверления и продольные канавки во вкладыше.
Для предотвращения повышенной утечки смазочного материала длина канавки (паза) не должна превышать 0,8 длины вкладыша. При надежной системе фильтрации смазки используют канавки с плавными закруглениями, в противном случае с острыми кромками для задержания продуктов износа.
В местах стыка разъемных вкладышей следует делать неглубокие полости (холодильники), распределяющие масло по длине подшипника и предотвращающие вредное влияние на его работу местных деформаций у стыка вкладыша. В таких конструкциях смазочный материал поступает в подшипник через холодильник.
При постоянных направлениях вращения и нагрузки достаточно одной канавки; при переменных условиях работы следует делать две канавки.
Пористые подшипники выполняют без масляных канавок. В некоторых случаях малонагруженные тихоходные подшипники, а также подшипники жидкого трения при достаточно больших зазорах также делают без канавок.
Если нагрузка вращается вместе с валом или если вал неподвижен, а вращается подшипник при постоянном направлении нагрузки, то смазочный материал подводят через сверление и канавки, выполненные в шейке вала. Комплектование сборочных единиц при необезличенном методе ремонта и малосерийном производстве часто сопровождается слесарно-подгоночными работами и частичной сборкой (например, запрессовкой втулок, подшипников и шестерен на валы и пр.).
Процесс установки цельной втулки в корпусе включает ее запрессовку, закрепление от провертывания и подгонку отверстия. Перед началом запрессовки втулка и отверстие корпуса должны быть осмотрены, острые углы на торцах притуплены, а поверхности сопряжения тщательно протерты. Во избежание задира при больших натягах поверхности деталей смазывают чистым машинным маслом или сульфидом молибдена.

Ремонт муфт
На работу муфты существенно влияют толчки, удары и колебания, обусловленные характером работы приводимого в движение агрегата строительной машины. Конструкция муфт весьма разнообразна. Тип муфты выбирают в зависимости от тех требований, которые предъявляют к ней в данном приводе. Например, при монтаже втулочной муфты требуется очень точное совмещение осей валов.
Центрирование полумуфт фланцевой муфты обеспечивают цилиндрическим выступом на одной полумуфте и цилиндрической, расточкой на другой или специальными центрирующими полукольцами. Открытые муфты отличаются от закрытых отсутствием буртиков, ограждающих болты. При монтаже фланцевых муфт требуется строгое соблюдение перпендикулярности стыкуемых поверхностей полумуфт к осям валов.
При сборке кулачково-дисковой муфты полумуфты насаживают на валы на переходных посадках. Для дополнительной фиксации полумуфт применяют установочные винты.
Для компенсации смещений валов в зубчатых муфтах предусмотрены торцовые зазоры б, вершины зубьев втулок обрабатывают по сферической поверхности, зубчатое зацепление выполняют с увеличенными боковыми зазорами, а боковым поверхностям зубьев придают бочкообразную форму. Зубчатые муфты допускают угловое смещение Аф<1° .
При сборке муфты упругой втулочно-пальцевой (МУВП) полумуфты насаживают на концы валов с натягом на призматических шпонках. В одной полумуфте на конических хвостовиках закрепляют пальцы с надетыми на них резиновыми втулками. Эти резиновые втулки вводят в цилиндрические расточки другой полумуфты.
Работа кулачковых муфт сопровождается значительным износом кулачков и шлицевых пазов. Изношенные рабочие поверхности восстанавливают способом наплавки или обработки на ремонтный размер.


Рисунок 3 Муфты фланцевые:
а – болты поставлены с зазором, муфта закрытая; б - болты поставлены с зазором, муфта открытая; в - муфта закрытая с центрирующими кольцами



Рисунок 4 Муфта упругая втулочно-пальцевая (МУВП)

Рисунок 5 Кулачково-дисковая муфта



Рисунок 6 Зубчатая муфта






Рисунок 7 Кулачковая сцепная муфта:
а прямоугольного профиля; в неравнобочного трапецеидального профиля

При ремонте кулачковой муфты прямоугольного профиля необходимо добиваться строгой параллельности рабочих поверхностей кулачков продольной оси муфты. При контакте трапецеидальных кулачков возникают осевые силы, стремящиеся раздвинуть полумуфты и затрудняющие включение. Поэтому угол трапецеидального профиля выбирают в пределах 28°, чтобы обеспечить самоторможение и снизить усилие включения.


Рисунок 8 Дисковая фрикционная Рисунок 9 Конусная фрикционная
муфта муфта


При постоянном направлении вращения валов (нереверсивные передачи) применяют неравнобочный трапецеидальный профиль кулачков.
Твердость поверхности кулачков увеличивают цементацией или закалкой. Так как после цементации у кулачков сохраняется вязкая сердцевина, то эти кулачки хорошо сопротивляются ударным нагрузкам.
Из различных типов предохранительных муфт наибольшее распространение получили фрикционные и с разрушающимся элементом. Поверхности трения фрикционных полумуфт изнашиваются. На рисунке 8 приведена дисковая фрикционная муфта, а на рисунке 9 конусная фрикционная муфта. Одна полумуфта закреплена на валу на шпонке посадкой с натягом, а вторая подвижна в осевом направлении. Прикладывая к подвижной полумуфте осевую силу Q, замыкают муфту и обеспечивают передачу за счет сил трения на стыке поверхностей полумуфт. Фрикционную муфту можно отрегулировать на передачу какого-то предельного момента. В этом случае она будет служить предохранительным звеном.
При эксплуатации фрикционных муфт на поверхности трения появляются риски, задиры, постепенно уменьшается фактическая фрикционная поверхность, вследствие чего для передачи одного и того же вращающего момента требуется все большее и большее усилие Q с соответствующим ускорением процесса изнашивания и перегревом муфты. Кроме того, в рассматриваемой конструкции довольно интенсивно изнашиваются поверхности шпоночного соединения правой полумуфты с валом. В многодисковых муфтах прежде всего изнашиваются поверхности трения фрикционных обкладок и металлических дисков, а также детали механизма включения. Кроме того, значительным дефектом таких муфт является неравномерное ослабление пружин, в результате чего возможно перекашивание дисков с последующим проскальзыванием, перегревом и усиленным износом. В такой муфте даже в выключенном положении диски продолжают соприкасаться и передавать вращение.

Балансировка деталей
Вследствие неточности изготовления, отклонения от правильной формы, наличия раковин, вращающиеся детали могут оказаться неуравновешенными. Неуравновешенность приводит к появлению инерционных сил, перегружающих опоры и вызывающих вибрацию насоса. Вибрация же вызывает нарушение центровки насосного агрегата и преждевременный выход его из строя.
Различают статическую и динамическую балансировку ротора и его деталей. При статической балансировке устраняют неуравновешенность, появившуюся вследствие смещения центра тяжести системы, опытным путем определяя наиболее легкую и тяжелую части детали или ротора, при этом деталь или ротор не приводят во вращение. Облегчая тяжелую или утяжеляя легкую части детали или ротора, достигают необходимого уравновешивания.
Статическую балансировку производят на горизонтальных параллелях ножах (рисунок 10) или на дисках (рисунок 11).
Изготовленные с высокой точностью стальные закаленные ножи с трапециевидным сечением устанавливают так, чтобы их рабочие поверхности находились строго в одной горизонтальной плоскости. Ширина рабочих поверхностей ножей обычно колеблется от 5 до 8 мм в зависимости от массы балансируемого ротора. Диаметр дисков (роликов) балансируемого приспособления в 68 раз превышает диаметр вала балансируемого ротора (детали). Ролики устанавливают так, чтобы ось вращения балансируемого ротора была строго горизонтальна.


Рисунок 10 Балансировка на Рисунок 11 Балансировка на
горизонтальных параллелях: дисках:
1 центр тяжести детали; 1 – балансируемый ротор;
2 пробный корректирующий груз 2 – пробный корректирующий
груз

Установленные на балансировочное приспособление детали или ротор выводят из равновесия, перекатывая их по ножам или дискам на разные углы. Если ротор неуравновешен, он будет стремиться вернуться в прежнее положение, при котором центр тяжести всегда будет находиться ниже оси вращения.
Если деталь или ротор, находящиеся на параллелях, останавливаются в любом положении, на которое их поворачивают, то они полностью уравновешены.
Собранный из предварительно отбалансированных деталей ротор устанавливают в центрах токарного станка и подвергают проверке на биение. Биение устраняют проточкой. Максимальное допустимое биение собранного ротора по рабочим колесам должно быть не более 0,2 мм. Допустимое биение защитных втулок вала составляет 0,030,04 мм, биение под уплотнительные кольца между рабочими колесами 0,050,06 мм. После этого ротор подвергают контрольной статической балансировке. Динамическую балансировку в условиях перекачивающих станций не производят, ее осуществляют в специализированных ремонтных мастерских. Балансировку проводят на специальных балансировочных станках.
Во всех балансировочных машинах измеряют колебания опор быстровращающегося ротора. По амплитуде и фазе колебаний определяют значение и положение уравновешивающих грузов. Уравновешивающие корректирующие грузы располагают в двух плоскостях, выбранных с учетом конструктивных особенностей ротора. Пара центробежных сил от корректирующих грузов должна уравновесить пару сил динамической несбалансированности ротора. Если ротор сбалансирован, колебание ротора и опор балансировочной машины не отмечается.

Тема 10. Анализ отказов оборудования на объектах ОАО «АК «Транснефть».
Отказом основного механо-технологического оборудования является прекращение выполнения его функций по причине выхода их строя отдельных узлов и деталей.
Виды основного механо-технологического оборудования, по которым регистрируется и анализируется информация по отказам, определяются перечнем основного механо-технологического оборудования НПС для учета отказов.

Перечень основного механо-технологического оборудования НПС для учета отказов

1 Магистральные насосные агрегаты.
2 Подпорные насосные агрегаты.
3 Задвижки Ду300-1200 технологических нефтепроводов.
4 Маслосистемы.
5 Системы вентиляции магистральной и подпорной насосной.
6 Обратные клапаны Ду300-1200 технологических нефтепроводов.
7 Фильтры грязеуловители.
8 Системы сглаживания волн давления.
9 Системы регулирования давления.
10 Предохранительные клапана.
11 Система оборотного водоснабжения.
12 Приямки и трапы магистральных и подпорных насосных.

Причины аварийных остановок

Возникающие аварийные остановки НПС часто происходят из-за отказов или поломок насосных агрегатов, оборудования вспомогательных систем, энергоустановок, срабатывания станционных защит. Предупредить аварийные ситуации или внеплановые остановки НПС - важное условие обеспечения эффективной и надежной работы магистрального нефтепровода. Выполнение такого условия невозможно без постоянного контроля за техническим состоянием механо-технологического и [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ] НПС, прогнозирования ресурса, определения напорных и энергетических характеристик основных и подпорных насосных агрегатов.
В соответствии с Регламентом Порядка учета и анализа отказов основного механо-технологического оборудования НПС (ОР-75.200.00-КТН-369-09), отказом оборудования является прекращение выполнения его функций по причине выхода их строя отдельных узлов и деталей.
Отказы основного механо-технологического оборудования приведены в таблице.
№ п/п
Наименование типов отказов оборудования

МАГИСТРАЛЬНЫЕ НАСОСЫ


Утечки в торцевых уплотнениях из-за износа трущейся пары


Утечки в торцевых уплотнениях из-за износа РТИ


Утечки в торцевых уплотнениях из-за заклинивания, (заедания) пружины


Повышенная температура корпуса насоса


Отказ подшипников скольжения


Отказ радиально-упорного подшипника


Неисправность соединительной муфты


Повышенная вибрация из-за расцентровки


Дисбаланс ротора насоса


Дисбаланс соединительной муфты


Попадание посторонних предметов в рабочее колесо


Негерметичность корпуса насоса


Негерметичность к внешней среде по разъему «корпус-крышка», фланцевому соединению


Течь масла из-за износа лабиринтных уплотнений


Ослабление затяжки анкерных болтов


Засорение отверстия дроссельной шайбы трубопровода подачи масла


Наличие механических примесей в торцевом уплотнении


Наличие парафина в торцевом уплотнении

ПОДПОРНЫЕ НАСОСЫ


Утечки в торцевых уплотнениях из-за износа трущейся пары


Утечки в торцевых уплотнениях из-за износа РТИ


Утечки в торцевых уплотнениях из-за заклинивания, (заедания) пружины


Повышенная температура корпуса насоса


Отказ подшипников скольжения


Отказ подшипников качения


Неисправность соединительной муфты


Повышенная вибрация агрегата из-за расцентровки


Дисбаланс ротора насоса


Попадание посторонних предметов в рабочее колесо


Негерметичность корпуса насоса


Негерметичность к внешней среде по фланцевому соединению


Течь масла из-за износа лабиринтных уплотнений


Ослабление затяжки анкерных болтов


Касание соединительной муфты за ограждение


Неисправность вала насоса

ЗАДВИЖКИ ДУ300-1200 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ НЕФТЕПРОВОДОВ.


Негерметичность затвора


Износ деталей редуктора электропривода


Не настроены моментные выключатели


Утечки нефти из-за износа уплотнительных поверхностей


Негерметичность уплотнения штока


Износ штока


Негерметичность к внешней среде по фланцевому соединению


Неисправность электропривода, вследствие попадания воды


Износ гайки штока


Отсутствие смазки в бугельном узле

МАСЛОСИСТЕМЫ


Неисправность маслонасоса


Недостаток масла в рабочем маслобаке


Засорение маслофильтра


Отказ запорной арматуры


Неисправность соединительной муфты маслонасоса


Износ резиновой вставки соединительной муфты


Негерметичность фланцевых (резьбовых) соединений


Негерметичность к внешней среде секции маслоохладителя


Неисправность резервного маслонасоса


Маслонасос не развивает давление


Разгерметизация маслонасоса


Масло не соответствует нормативным требованиям


Засорение отверстия дроссельной шайбы трубопровода подачи масла


Не герметичность маслопровода

СИСТЕМЫ ВЕНТИЛЯЦИИ МАГИСТРАЛЬНОЙ И ПОДПОРНОЙ НАСОСНОЙ.


Повышенная вибрация из-за расцентровки


Дисбаланс рабочего колеса


Ослабление затяжки фундаментных болтов


Ослабление болтов крепления корпуса подшипника


Износ шкивов ременной передачи


Засорение воздуховодов


Недостаточное количество смазки в подшипниках


Попадание постороннего предмета в корпус вентилятора

ОБРАТНЫЕ КЛАПАНЫ ДУ300-1200 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ НЕФТЕПРОВОДОВ.


Негерметичность затвора


Негерметичность к внешней среде по фланцевому соединению, по корпусу


Заклинивание клапана


Недостаточный уровень масла в демпферном устройстве

ФИЛЬТРЫ ГРЯЗЕУЛОВИТЕЛИ


Негерметичность корпуса фильтра-грязеуловителя


Негерметичность к внешней среде по разъему «корпус-крышка»

СИСТЕМЫ СГЛАЖИВАНИЯ ВОЛН ДАВЛЕНИЯ (ССВД).


Негерметичность клапана сбросного клапана по отношению к внешней среде


Разрыв диафрагмы сбросного клапана


Разрыв камеры гидроаккумулятора


Негерметичность корпуса разделительного бака по отношению к внешней среде

Системы регулирования давления


Негерметичность корпуса заслонки по отношению к внешней среде


Неисправность привода

ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫЕ КЛАПАНА


Негерметичность к внешней среде по корпусу


Негерметичность к внешней среде по фланцевому соединению


Негерметичность запорного органа клапана СППК

Система оборотного водоснабжения


Негерметичность трубопровода


Неисправность насоса


Недостаток воды в рабочем баке


Отказ запорной арматуры


Неисправность соединительной муфты насоса


Негерметичность фланцевых (резьбовых) соединений


Негерметичность к внешней среде секции охладителя воды


Насос не развивает давление

Приямки и трапы магистральных и подпорных насосных.


Затопление грунтовыми водами


Анализ причин аварийных остановок НПС, связанных с работой механо-технологического оборудования и ошибками обслуживающего персонала

Анализ причин отказов основного механо-технологического оборудования НПС проводят с целью разработки мероприятий по предотвращению аналогичных отказов.
По результатам анализа отказов главный механик РНУ составляет сведения об отказах основного механо-технологического оборудования НПС за месяц, утверждает его у главного инженера РНУ и в срок не позднее 1-го числа месяца, следующего за отчетным, передает его в ОСТ.
ОСТ представляет в ОАО «АК «Транснефть» сведения об отказах основного механо-технологического оборудования НПС по ОСТ за месяц, за год в течение 2-х дней после окончания отчетного периода.
Ниже приведены отказы механо-технологического оборудования в 2009 году.
НПС «Грязовец»
30.01.2009г. в 06=40 произошел отказ торцового уплотнения ТМ-105М МНА тех. № 2, НПС «Грязовец», 958,4 км, МН «Ухта-Ярославль».
1. Продолжительность отказа: нет АВР МНА № 3.
2. Краткая характеристика оборудования:
- наименование, тип, завод-изготовитель, дата монтажа: торцовое уплотнение ТМ-105М, ЗАО «ТРЭМ Инжиниринг», г. Москва, 16.01.2009 г.
- дата последнего ремонта, предыдущего отказа: ТР 16.01.2009 г., установка торцового уплотнения ТМ-105М, заводской № 9153, отказов не было.
3. Режим работы объекта до возникновения отказа: в работе МНА 3600х230 №№ 1,2,4, давление на входе НПС 0,42 МПа, давление на входе МНА №2 2,17 МПа, давление на выходе МНА №2 3,97 МПа.
4. Описание отказа и его ликвидации: 30.01.2009 г. в 06=40 вследствие повышенной утечки нефти через торцовое уплотнение МНА № 2, сработала агрегатная защита «Максимальный уровень утечек МНА № 2», прошел АВР на МНА. С 9=00 до 19=00 30.01.2009г. была проведена замена торцового уплотнения ТМ-105М МНА №2.
5. Последствия отказа:
Наименование
оборудования, поврежденный элемент
Описание повреждения
Безвозвратные потери нефти (масла), мі
Объем и сроки ремонта, кто производил ремонт

МНА 3600х230 тех. №2, торцовое уплотнение ТМ-105М, кольцо уплотнительное
Расслоение материала уплотнительного кольца по всей окружности
Нет
Замена торцового уплотнения ТМ-105М МНА № 2 с 9=00 до 19=00 30.01.2009г. Ответственный инженер УРН МТО БПО Потапов Е.А. Слесарь по РТУ 3 чел.


6. Причины отказа: АВР с МПА тех. № 2 на МНА тех. № 3 произошел из-за повышения утечек через торцовое уплотнение, вследствие скрытого заводского дефекта уплотнительного кольца торцового уплотнения ТМ-105М зав. № 9153.
7. Оценка действий оперативного (оперативно-ремонтного) персонала: удовлетворительно.
8. Дефекты оборудования, выявленные в связи с отказом в работе: нет.
9. Заключение о работе технологических защит (средств автоматики): удовлетворительно.
10. Заключение о состоянии технической эксплуатации (выполнение правил технической эксплуатация, правил охраны труда, производственных инструкций): состояние удовлетворительное.
11. Рекомендуемые противоаварийные мероприятия:

Мероприятия
Исполнитель
Срок исполнения

Обеспечить качество входного контроля за поступаемыми запасными частями и комплектующими к НМ
УО МТО ППС,
УРН МТО БПО
При поступлении













Непосредственно перед установкой деталей и узлов на НМ проводить осмотр на отсутствие заводских дефектов
УРН МТО БПО
Непосредственно перед проведением ремонта










12. Заключение и рекомендации:
- обеспечить качество входного контроля за поступаемыми запасными частями и комплектующими к НМ;
- непосредственно перед установкой деталей и узлов на НМ проводить осмотр на отсутствие заводских дефектов.
Код отказа:
0102. Утечки в торцовых уплотнениях из-за резиновых уплотнений.
НПС «Нюксеница»
05.03.2009г. в 18=13 произошел отказ переднего подшипника СТД №2 в электрозале НПС «Нюксеница». 657,1 км, МН «Ухта-Ярославль»,
1. Продолжительность отказа: 13 мин, пуск МНА №3 в 18=26.
2. Краткая характеристика оборудования:
- наименование, тип, завод-изготовитель, дата монтажа: передний подшипник скольжения 5 ВЖ.263.153.СБ СТД №2, 1982 г.
- дата последнего ремонта, предыдущего отказа: техническое освидетельствование СТД проводилось ООО «ТрансНефтьСервис» - 22.03.2006г., ТР СТД - 20.06.2008 г., замена подводящих трубопроводов маслосистемы на гибкие шланги 04.03.2009 г., отказов не было.
3, Режим работы объекта до возникновения отказа: в работе МНА 3600х230 № 4, давление на входе НПС 0,86 МПа, давление на выходе МНА № 4 3,08 МПа, давление на выходе маслонасоса Ш40 тех. № 1 0,145 МПа, давление на переднем и заднем подшипниках СТД-2500 тех. № 2 0,11 МПа.
4. Описание отказа и его ликвидации: 05.03.2009г. при запуске МНА №2 сработала агрегатная защита «Максимальная температура переднего подшипника СТД №2», в 18=13 произошла остановка МВА №2 по защите «аварийная температура переднего подшипника СТД №2. В18=26 пуск МНА № 3. С 16=00 06.03.09г. по 09=20 07.03.09г. была проведена замена переднего подшипника СТД № 2.
5. Последствия отказа

Наименование оборудования, поврежденный элемент
Описание повреждения
Безвозвратные потери нефти (масла)
Объем и сроки ремонта, кто производил ремонт

Передний подшипник СТД тех. №2
Разрушение вкладыша подшипника
Нет
Замена переднего подшипника СТД №2 с 16=00 06.03.09г. по 09=20 07.03.09г Ответственный инженер-энергетик НПС «Нюксеница» А.В. Жигалов. Бригада УР ЭО БПО «Ухта» - 2 чел.

6. Причины отказа: отсутствие смазки в переднем подшипнике при запуске СТД №2, вследствие попадания инородного тела (окалина) в дроссельную шайбу.
7. Оценка действий оперативного (оперативно-ремонтного) персонала: удовлетворительно.
8. Дефекты оборудования, выявленные в связи с отказом в работе: нет.
9. Заключение о работе технологических защит (средств автоматики): удовлетворительно. 10. Заключение о состоянии технической эксплуатации (выполнение правил технической эксплуатации, правил охраны труда, производственных инструкций); состояние удовлетворительное.
11. Рекомендуемые противоаварийные мероприятия:

Мероприятия
Исполнитель
Срок исполнения

Переработать инструкцию по эксплуатации системы маслоснабжения с указанием мероприятий, обеспечивающих безопасное проведение работ по перемонтажу трубопроводов маслоснабжения.
Инженер УО МТО НПС «Нюксеница»
31.03.2009 г.

Провести внеочередную проверку знаний инженеру- механику УОМТО НПС «Нюксеница» Парыгину А.С. и начальнику УРНМТО БПО «Приводино» Махину С.В.
Зам. главного инженера по ПБ Вологодского РНУ
08.042009г.

Довести инструкцию по эксплуатации системы маслоснабжения до ремонтного и эксплуатационного персонала и ИТР НПС Вологодского РНУ
Главный механик Вологодского РНУ
02.04.2009 г.

довести данный акт до ремонтного и эксплуатационного персонала и ИТР НПС Вологодского РНУ
Зам. главного инженера по ПБ Вологодского РНУ
11.03.2009г.

Установить сетчатые элементы на подводящие трубопроводы к подшипникам СТД №№ 1-4
Начальник НПС «Нюксеница»
16.03.2009г.

После установки сетчатых элементов в срок не позднее недели произвести осмотр сеток, далее осмотры производить 1 раз в месяц
Начальник НПС «Нюксеница»
16.03.2009 г.





Код отказа:
- 0701. Ошибочные действия ремонтно-наладочного персонала;
- 0413 Засорение калибров отверстия.
НПС «Погорелово»
18.05.2009г. в 17ч З9мин произошел отказ магистрального насосного агрегата №1 НПС «Погорелово», 811,4 км, МН Ухта-Ярославль.
1 Продолжительность отказа: 6 ч 41мин.
2 Краткая характеристика оборудования наименование, тип, завод-изготовитель, дата монтажа: агрегат электронасосный центробежный магистральный типа НМ, марка НМ 3600-230, завод изготовитель Сумской насосный завод г. Сумы, тех. №1, 1980г.
Дата последнего ремонта, предыдущего отказа: СР - 04.07.2008г., ТО 06.05.2009г. отказов не было.
3. Режим работы объекта до возникновения отказа: в работе МНА 3600х230 №№1,2,4, в ремонте МНА № 3, давление на входе МНС 0,42 МПа, на выходе МНС до КРД 5,95 МПа, после КРД 5,53 МПа, давление масла после маслонасоса Ш40-4-19,5/4б № 1 - 0,2 МПа, маслонасос Ш40-4-19.5/46 № 1 в работе, маслонасос Ш40-4-19,5/46 № 2 в автоматическом резерве. В работе ФГУ №№ 1 ,2. в резерве ФГУ № 3, перепад давления 0,5 кг/смІ.
4. Описание отказа и его ликвидация: 18.05.2009г, в 17ч 38мин по согласованию с диспетчером ОАО «СМН» оператор НПС произвел ввод в работу ФГУ № 3. В 17ч З9мин на АРМ оператора НПС появилось сообщение о максимально аварийном значении горизонтальной вибрации заднего подшипника МНА №1. В 17ч З9мин сработала агрегатная защита «Максимальная аварийная вибрация на заднем подшипнике» МНА № 1, произошла остановка МНА № 1. С 19=00 18.05.2009г. по 00=20 19.05.2009г. бригадой УРН МТО БПО «Приводино» и УО МТО НПС «Погорелово» был проведен внеплановый ремонт МНА № 1.

5. Последствия отказа:

Наименование оборудования, поврежденный элемент
Описание повреждения
Безвозвратные потери нефти (масла), мі
Объем и сроки ремонта, кто производил ремонт

Магистральный насос НМ 3600-230 тех. № 1
Попадание в корпус постороннего предмета (камень)
Нет
С 19=00 18.05.2009г. по 00=2019.05.2009г. бригадой УРН МТО БПО«Приводино» и УО МТО НПС «Погорелово» был проведен внеплановый ремонт МНА № 1.
Ответственный - инженер-механик УОМТО Рычков Н.М Слесарь по РТУ-3чел.


6. Причины отказа: попадание в корпус постороннего предмета (камень)
7. Оценка действий оперативного (оперативно-ремонтного) персонала: удовлетворительно.
8. Дефекты оборудования, выявленные а связи с отказом в работе: нет,
9. Заключение о работе технологических защит (средств автоматики): удовлетворительно.
10. Заключение о состоянии технической эксплуатации (выполнение правил технической эксплуатации, правил охраны труда, производственных инструкций): состояние удовлетворительное.
11. Рекомендуемые противоаварийные мероприятия
Мероприятия
Исполнитель
Сроки исполнения

Проведение внепланового ремонта МНА №1 с осмотром полости насоса и рабочего колеса ротора
Бригада УРН МТО НПС «Приводино» и УО МТО НПС «Погорелово»
19.05.2009г.

Провести внеплановое вскрытие ФГУ №№ 1,2,3 на предмет целостности фильтрующих элементов
Бригада УРН МТО НПС «Приводино» и УО МТО НПС «Погорелово»
28.5.2009г.

Усилить контроль над проведением ТР ФГУ и над проведением работ по очистке фильтрующих элементов
Начальники НПС
Постоянно

Довести данный акт до оперативного, ремонтного и эксплуатационного персонала и ИТР НПС ВРНУ
Зам, главного инженера по ПБ ВРНУ
29.05.2009г.






















13 PAGE \* MERGEFORMAT 141215



1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

масло

масло

утечка

утечка



13 EMBED PBrush 1415

б)

а)



Рисунок 1Root Entry