Руководство по эксплуатации технологического оборудования - Большая энциклопедия инструкций и руководств

Руководство по эксплуатации оборудования является важной составляющей конструкторской документации. Настоящая инструкция разрабатывается в отношении технологического и другого оборудования, работа с которым требует специальной подготовки персонала. Содержание документа зависит от сферы и условий применения устройств, а также согласовывается с заказчиком.

В КАКИХ СЛУЧАЯХ НУЖЕН ДОКУМЕНТ?

Инструкции по эксплуатации оборудования содержат сведения о конструктивных особенностях, вариантах применения и составных частях изделий. Также в них указываются требования к безопасности в процессе использования продукции. Данная сопроводительная документация является одним из наиболее важных технических документов, который должен составляться для любого технологического оборудования.

Наличие руководства нужно не только для безопасной эксплуатации техники – оно также потребуется для проведения оценки соответствия устройства в рамках системы ТР ТС или ГОСТ Р.

Получить руководство можно, основываясь на положениях приказа Ростехнадзора №112, утвержденного и принятого 29.02.2008 г. Инструкция позволяет дать представление пользователям и потребителям данной категории продукции о правилах ее использования, сфере применения и особенностях работы.

НОРМАТИВНАЯ БАЗА

Разработка документа по эксплуатации технического оборудования производится на базе требований следующих государственных стандартов:

ГОСТ 2.105-2006 – в стандарте отражены нормы и требования в отношении содержания текстовой части.
ГОСТ 2.601-2006 – стандарт, который регулирует правила оформления.

Кроме того, требования к содержанию и составлению документов, которые разрабатываются в отношении различных машин, отражены в действующих технических регламентах (например, ТР ТС 010/2011).

Стоит отметить, что документ по эксплуатации технического оборудования состоит не только из текстовой части. В нем также представлены чертежи, схемы, изображения и прочие графические элементы, которые позволяют потребителю наглядно увидеть тонкости применения конкретного устройства.

СТРУКТУРА ИНСТРУКЦИИ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ

Введение.
Описание и особенности функционирования.
Применение по назначению.
Техническое обслуживание.
Текущие ремонтные работы.
Особенности хранения.
Транспортировка.
Правила утилизации.

Типовая инструкция представляет собой обязательное приложение для устройств и механизмов, которые имеют технически сложную конструкцию. Также документ является обязательным для оборудования, которое требует особых условий эксплуатации, техобслуживания и ремонта.

ПОРЯДОК РАЗРАБОТКИ

Сопроводительная документация составляется на основании информации об особенностях установки, регулировки, пуска, настройки, ввода в эксплуатацию, эксплуатации, ремонта и утилизации продукции.

Разработка инструкции по работе со сложными техническими устройствами полностью возложена на изготовителя или импортера продукции. Инструкция заполняется на языках стран ЕАЭС, ее составлением может заниматься сам производитель/поставщик или специалисты сертификационного центра.

Так как любая неточность и ошибка, допущенная при составлении РЭ, может привести к травмам и другим неприятным последствиям, рекомендуется составлять любую конструкторскую документацию, обращаясь к экспертам сертификационных центров.

СРОК И НЕОБХОДИМЫЕ ДОКУМЕНТЫ

Каждому руководству присваивается название и буквенное/цифровое обозначение. Выдается документ на срок до 5 лет. Таким образом, пересмотр РЭ осуществляется не реже одного раза в 5 лет. Если на протяжении периода его действия условия функционирования и применения изделий остались неизменными, его действие продлевается на аналогичный срок.

Для составления руководства по использованию необходима следующая документация:

Рабочая техническая документация.
Чертежи и схемы.
Сведения о техническом состоянии.
Протоколы и акты приемки с результатами проведенных испытаний.
Информация о производственных мощностях изготовителя и другие документы (в зависимости от особенностей конкретной техники).

Чтобы ознакомиться с дополнительными сведениями, обратитесь в центр сертификации «Рос-Тест». Заказать любой технический или конструкторский документ можно прямо на нашем официальном сайте.

Источник

Руководство по эксплуатации оборудования представляет собой документ, в котором содержится вся информация о конструктивных особенностях, составных частях, способах эксплуатации, а также требования безопасности при использовании изделия. РЭ является одним из главных технических документов для любого оборудования.

Руководство по эксплуатации оборудования должно дать представление потребителям или пользователям продукции о его назначении и правильном применении.

Разработка документа осуществляется на основе требований двух государственных стандартов:

ГОСТ 2.601-2006 – регламентирует правила оформления,
ГОСТ 2.105-2006 — указаны требования к содержанию текстовой части.

Как правило, руководство по эксплуатации оборудования включает в себя не только текст, но и схемы, чертежи, фотографии и другие графические элементы, призванные наглядно объяснить потребителю нюансы использования устройства и должно содержать следующие разделы:

Описание и работа;
Использование по назначению;
Техническое обслуживание;
Текущий ремонт;
Хранение;
Транспортирование;
Утилизация.

Руководство по эксплуатации оборудования является непременным приложением для всех устройств, имеющих сложную конструкцию или требующих специальных условий обслуживания эксплуатации или ремонта.

Без наличия руководства по эксплуатации изделия для многих устройств невозможно получение разрешительной документации. Руководства по эксплуатации, в соответствии со всеми существующими Техническими Регламентами таможенного союза, является основным конструкторским и товаросопроводительным документом.

Группа компаний Тех-Серт разработает руководство по эксплуатации. Наши сотрудники — профессионалы в данной области. Обратившись к нам Вы сможете в течении недели получить готовый документ в соответствии с государственными требованиями.

Источник

4 Производственная эксплуатация оборудования

Под производственной эксплуатацией понимают стадию жизненного цикла оборудования, заключающуюся в его использовании по назначению. В стадию жизненного цикла оборудования входят следующие этапы: прием; монтаж; ввод в эксплуатацию; организация эксплуатации; служба в течение определенного срока; амортизация; хранение; выбытие оборудования.

4.1 Прием оборудования

Прием оборудования, поступившего от заводов-изготовителей на предприятие, производится комиссиями. Для основного оборудования председателем комиссии является главный инженер — заместитель руководителя предприятия, членами — главный механик, главный бухгалтер (бухгалтер) и руководитель подразделения по принадлежности оборудования, а также представители Ростехнадзора — для приема оборудования опасных производств. Остальное (неосновное) оборудование принимается комиссией, члены которой хорошо знакомы с устройством и эксплуатацией принимаемого оборудования.

Комиссии несут ответственность за строгое и точное соблюдение правил приемки оборудования, в том числе:

— внешний осмотр упаковки;

— состояния консервации открытых рабочих поверхностей;

— внешней отделки и защиты от повреждений отдельных выступающих частей и деталей оборудования;

— проверку фактической комплектности оборудования, запчастей, инструментов и технической документации с приложенными к прибывшему оборудованию спецификациями и упаковочными листами — наличия технической документации, которую заводы-изготовители обязаны присылать вместе с поставляемым оборудованием согласно разделу «Комплектация» технических условий на поставку и в соответствии с ГОСТ 2.601-2006;

— обнаружение явных дефектов в оборудовании, видимых без его разборки.

При приемке оборудования должна быть обеспечена правильная его разгрузка с железнодорожных платформ и вагонов, грузовых автомобилей или иных видов транспортных средств. Транспортировка оборудования, упакованного в специальную тару, должна производиться в соответствии с предупредительными и манипуляционными знаками. (Приложение А) Персонал, осуществляющий разгрузку прибывшего оборудования, должен быть подготовлен к работе по сохранению оборудования в целости и предотвращения поломок или повреждений, которые могут отрицательно повлиять на работу оборудования в период эксплуатации.

Акты приема-передачи оборудования, полностью оформленные и подписанные всеми членами комиссии, передаются в бухгалтерию предприятия для балансового учета, где оборудованию присваивается инвентарный номер. При определении состава каждого инвентарного объекта следует руководствоваться Общероссийским классификатором основных фондов (ОКОФ), утвержденным постановлением Государственного комитета РФ по стандартизации, метрологии и сертификации от 26 декабря 1994 г. № 359.

4.2 Монтаж оборудования

Монтаж оборудования является последним предэксплуатационным периодом, когда могут быть выявлены и устранены явные и частично скрытые дефекты изготовления и сборки оборудования. Монтажные работы должны быть выполнены таким образом, чтобы не увеличивать количество оставшихся в оборудовании скрытых дефектов.

Для оборудования, монтаж которого должен производиться или заканчиваться только на месте применения, работы необходимо выполнять в соответствии со специальной инструкцией по монтажу, пуску, регулировке и обкатке оборудования на месте применения. Эту инструкцию машиностроительные заводы обязаны прикладывать к поставляемому оборудованию, что предусмотрено номенклатурой эксплуатационных документов согласно ГОСТ 2.601-2006. Выполнение указанной инструкции позволит предупредить возможность увеличения скрытых дефектов в оборудовании, а также выявить и устранить явные и частично скрытые дефекты изготовления и сборки оборудования.

Монтаж и демонтаж оборудования должны осуществляться специализированными бригадами предприятия или специализированных наладочных организаций. Прием смонтированного оборудования и передача его в эксплуатацию оформляются актом приема-передачи основных фондов по типовой форме.

В акте сдачи смонтированного оборудования требуется подробно изложить порядок проведенного пуска (опробования), регулирования, обкатки и оформления сдачи. При описании пуска (опробования) в процессе приемки смонтированного оборудования следует указать:

— материальное обеспечение пуска, порядок осмотра и проведения подготовительных операций перед пуском;

— порядок проверки исправности составных частей оборудования и готовность его к пуску;

— порядок включения и выключения оборудования;

— оценку результатов пуска.

При описании работ по регулированию следует указать:

— последовательность проведения регулировочных операций;

— способы регулирования отдельных составных частей оборудования;

— пределы регулирования;

— применяемые контрольно-измерительные приборы, инструменты и приспособления;

— требования к состоянию оборудования при его регулировании (на ходу или при остановке и т. п.);

— порядок настройки и регулирования оборудования на заданный режим работы, а также продолжительность работы в этом режиме.

В описании работ по обкатке оборудования следует указать:

— порядок обкаточного режима;

— порядок проверки работы оборудования при обкатке;

— требования к соблюдению режима обкатки оборудования и приработки его деталей, продолжительность обкатки;

— параметры, измеряемые при обкатке, и изменение их значений.

При описании работ по оформлению приема смонтированного оборудования следует указать:

— данные контрольных вскрытий отдельных частей оборудования;

— результаты окончательного комплексного опробования и регулирования;

— данные в приложенных монтажных чертежах, схемах, справочной и другой технической документации;

— гарантии на смонтированное оборудование.

Акт подписывают лица, сдающие и принимающие оборудование.

4.3 Ввод оборудования в эксплуатацию

Принятое оборудование передается ОГМ в соответствующий цех (подразделение) для его дальнейшей эксплуатации. При этом на корпусе оборудования масляной краской наносится инвентарный номер и заводится паспорт. Паспорт составляется на каждую единицу основного оборудования в одном экземпляре. Он содержит основные технические данные оборудования, сведения о его местонахождении, сведения о проведении плановых и аварийных ремонтов, которые записываются в хронологическом порядке. Регулярное ведение записей в паспортах дает возможность оценивать техническое состояние основного оборудования, обоснованно и точно определять годовую потребность в сменных элементах (агрегатах, узлах, приборах) для замены изношенных.

Паспорта должны храниться в подразделениях в порядке инвентарных номеров оборудования. При перемещениях оборудования из одного цеха в другой соответственно передаются паспорта.

Закрепление оборудования за эксплуатационным персоналом производит руководитель подразделения, который, являясь ответственным лицом за оборудование цеха, организует его правильную эксплуатацию, контроль своевременной и качественной смазки, регулировки, уборки и чистки оборудования, в том числе при передаче его в ремонт.

4.4 Организация эксплуатации оборудования

Эксплуатация оборудования должна осуществляться в соответствии с требованиями Правил технической эксплуатации (ПТЭ), Правил промышленной (производственной) безопасности (ППБ), стандартами, строительными нормами и правилами, в которых изложены основные организационные и технические требования к эксплуатации оборудования. Вся действующая на предприятии нормативно-техническая документация (НТД) по эксплуатации оборудования должна соответствовать требованиям указанных документов.

Правильная эксплуатация оборудования предусматривает:

— разработку должностных и производственных инструкций для эксплуатационного и эксплуатационно-ремонтного персонала;

— правильный подбор и расстановку кадров;

— обучение всего персонала и проверку его знаний ПТЭ, ППБ, должностных и производственных инструкций;

— содержание оборудования в исправном состоянии путем своевременного выполнения ТО и ремонта;

— исключение выполнения оборудованием работ, отрицательно влияющих на окружающую среду;

— организацию достоверного учета и объективного анализа нарушений в работе оборудования, несчастных случаев и принятие мер по установлению причин их возникновения;

— выполнение предписаний органов Ростехнадзора.

Непосредственно эксплуатацию оборудования осуществляет эксплуатационный персонал по месту нахождения оборудования. Руководители подразделений, в подчинении которых находится эксплуатационный и эксплуатационно-ремонтный персонал, должны иметь техническую подготовку по соответствующему оборудованию, осуществлять профессиональное руководство и контроль работы подчиненного им персонала.

Лица, не достигшие 18-летнего возраста, к работе на сложных установках не допускаются. К самостоятельной работе не допускаются практиканты вузов и техникумов. Они могут находиться на рабочих местах только под надзором лица, имеющего соответствующую техническую подготовку.

До назначения на самостоятельную работу или при переходе на другую работу (должность), а также при перерыве в работе более одного года персонал обязан пройти медицинское освидетельствование и обучение на рабочем месте. По окончании обучения должна быть проведена проверка знаний работников, после чего им присваивается соответствующая группа по безопасности.

После проверки знаний каждый работник должен пройти стажировку на рабочем месте продолжительностью не менее двух недель под руководством опытного работника, после чего он может быть допущен к самостоятельной работе. Допуск к стажировке и самостоятельной работе для инженерно-технического персонала оформляется распоряжением по предприятию, для рабочих — распоряжением по цеху.

Использование оборудования на рабочем месте должно производиться в соответствии с требованиями инструкции завода-изготовителя, приведенной в руководстве по эксплуатации (паспорте) соответствующего оборудования. При отсутствии заводской документации инструкции по эксплуатации оборудования необходимо разрабатывать непосредственно на предприятии.

В зависимости от характера производства, вида и назначения оборудования оно может закрепляться за эксплуатационным и эксплуатационно-ремонтным персоналом, который обязан:

— содержать оборудование в исправности, чистоте, своевременно производить его смазку, принимать меры по устранению неисправностей и предупреждать возможность их появления;

— соблюдать установленный режим работы оборудования;

— немедленно останавливать оборудование при появлении признаков неисправностей, ведущих к выходу оборудования из строя или создающих опасность для здоровья или жизни людей;

— по контрольно-измерительным приборам, визуально и на слух следить за исправной работой оборудования;

— не допускать перегрузок, исключать вредное влияние работающего оборудования на строительные конструкции, повышенные вибрации, паровыделение, пролив жидкостей, течи, температурные воздействия и т. д.;

— контролировать циркуляцию смазки, степень нагрева подшипников, не допускать утечки масла. При прекращении подачи масла в системах, не имеющих блокировки, необходимо остановить оборудование и доложить о происшествии сменному мастеру (механику).

Контроль соблюдения эксплуатационным персоналом инструкции по эксплуатации оборудования, защитных приспособлений и устройств, учет плановых и неплановых ремонтов, аварий и поломок, осуществляет мастер цеха, который одновременно участвует в составлении актов об авариях и разработке рекомендаций по их предупреждению, осуществляет технический надзор за консервацией неиспользуемого оборудования. Мастер цеха обязан помогать эксплуатационному персоналу совершенствовать производственные навыки по эксплуатации, предотвращению аварий и предупреждению преждевременного износа оборудования.

Передача оборудования от смены к смене производится под расписку в сменном журнале. При сдаче смены в сменный журнал по выявлению дефектов заносятся отказы и неисправности, имевшие место в течение смены, в том числе и устраненные.

4.5 Сроки службы оборудования

Сроки службы оборудования — это календарная продолжительность (годы и месяцы) периода, в течение которого использование оборудования считается полезным. Сроки полезного использования основных фондов установлены постановлением Правительства РФ от 1 января 2002 № 1. Согласно этому постановлению все основные фонды сведены в десять амортизационных групп (Таблица 1), для каждой из которых установлены сроки службы. Перечень основных средств, входящих в отдельные амортизационные группы приведены в приложении Б.

Таблица 1 — Амортизационные группы

Для тех видов основных средств, которые не указаны в амортизационных группах, сроки полезного использования устанавливаются предприятиями самостоятельно в соответствии с техническими условиями (ТУ) или рекомендациями организаций-изготовителей. Признано необходимым оборудование стоимостью до 10 000 руб. включительно в амортизационные группы не включать, сроки службы ему не устанавливать и расходование его осуществлять как малоценное оборудование и материалы (списывать как затраты на производство).

Предприятия могут устанавливать иной лимит стоимости основных фондов, подлежащих единовременному списанию как затраты на производство, как превышающий 10 000 руб., так и ниже 10 000 руб.

4.6 Хранение оборудования

Оборудование, не используемое по прямому назначению, подлежит хранению. Для хранения оборудования предприятия обязаны заблаговременно подготовить складские помещения и навесы, предохраняющие оборудование от порчи и потери начальных форм, свойств и качеств его элементов, а также от влияния атмосферных осадков и других вредных воздействий внешней среды. Складские помещения, навесы и площадки следует обеспечить надежным отводом грунтовых и поверхностных вод; проезды и проходы к указанным помещениям и площадкам тщательно очистить.

Хранение оборудования следует организовать так, чтобы к нему был свободный доступ для осмотра и обслуживания. Склады, навесы и другие устройства для хранения оборудования должны иметь механизмы, приспособления и инструменты для выполнения операций по разгрузке и хранению оборудования в соответствии с Инструкцией о порядке приемки, хранения и консервации материальных ценностей, утвержденной руководителем предприятия.

Техническое обслуживание оборудования осуществляется в течение всего периода хранения, включающего подготовку к хранению, непосредственное хранение и снятие с хранения. Основные операции ТО в процессе подготовки оборудования к хранению включают:

— очистку, мойку, смену масла в картерах, смазку подшипников и другие работы по техническому уходу за оборудованием;

— снятие с оборудования деталей и сборочных единиц, которые следует хранить в специально оборудованных закрытых складских помещениях;

— закрытие отверстий после снятия деталей и сборочных единиц;

— нанесение защитной смазки на поверхности трущихся деталей;

— установку оборудования на подкладки, лежни;

— подкраску мест с поврежденными лакокрасочными покрытиями.

С целью предотвращения коррозии оборудования обработанные части механизмов и деталей для временной зашиты от коррозии следует смазать согласно ТУ на соответствующие оборудования. Все болтовые соединения необходимо густо смазать. Крышки масленок механизмов следует повернуть с расчетом выхода некоторого количества смазки из подшипников; в случае отсутствия смазки в масленках или недостаточного ее количества — дополнить. После нагнетания смазки все отверстия масленок необходимо закрыть деревянными пробками.

4.7 Выбытие оборудования

Выбытие оборудования может происходить по следующим причинам:

— списание по срокам полезного использования (нормам амортизации);

— списание по моральному и физическому износу;

— продажа;

— передача другой организации;

— ликвидация при авариях, стихийных бедствиях и других чрезвычайных ситуациях.

Списание оборудования осуществляет комиссия, назначаемая руководителем организации, в состав которой входят: главный инженер (заместитель руководителя предприятия), начальник цеха (руководитель структурного подразделения), главный механик, главный бухгалтер (бухгалтер) предприятия.

Комиссия производит осмотр оборудования, подлежащего списанию, устанавливает его непригодность к дальнейшему использованию, причины списания (физический или моральный износ), устанавливает возможность использования отдельных агрегатов узлов и деталей, производит их оценку. Результаты принятого комиссией решения оформляются актом о списании. Акт утверждает руководитель организации.

Детали, узлы и агрегаты демонтированного оборудования, пригодные для ремонта аналогичного оборудования, приходуются по рыночной стоимости на дату списания. Негодные детали, узлы и агрегаты приходуются как вторичное сырье.

В бухгалтерии на оборотной стороне акта указываются сведения о затратах, связанных со списанием оборудования, и стоимости годных деталей, узлов и агрегатов, а также определяется финансовый результат. На основании оформленного акта в инвентарной карточке или инвентарной книге делается отметка о выбытии оборудования с указанием причины и даты. Соответствующая отметка делается и в инвентарном списке по месту бывшего нахождения оборудования.

После этого оборудование считается списанным.

Источник

МИНИСТЕРСТВО ТОПЛИВА И ЭНЕРГЕТИКИ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
АКЦИОНЕРНАЯ КОМПАНИЯ «ТРАНСНЕФТЬ»
ИНСТИТУТ ПРОБЛЕМ ТРАНСПОРТА ЭНЕРГОРЕСУРСОВ

СОГЛАСОВАНО

УТВЕРЖДЕНО

Госгортехнадзором
РФ

23
сентября 1996 г.

№
10-03/376

Акционерной компанией

«Транснефть»

27 декабря 1996 г.

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

Руководство по организации
эксплуатации и технологии технического
обслуживания и ремонта оборудования и
сооружений нефтеперекачивающих
станций

РД 153-39ТН-008-96

Уфа — 1997

Руководящий документ разработан Институтом проблем
транспорта энергоресурсов (ИПТЭР) при участии специалистов акционерной компании
«Транснефть» и предназначен для инженерно-технических и руководящих работников
предприятий АО магистральных нефтепроводов, а также служб, занимающихся
эксплуатацией, техническим обслуживанием и ремонтом механо-технологического
оборудования нефтеперекачивающих станций.

Разработчики:

Акбердин А.М, Аленина Л.И., Бажайкин С.Г., Белов А.И.,
Беркутов И.С., Битаева Р.Р., Вишневская Т.Н., Воробьева Т.Д., Гумеров А.Г.,
Гумеров Р.С., Гараева В.А., Еронен В.И., Карамышев В.Г., Сулейманов М.К.,
Трапезникова И.Б., Чибирева А.В., Мухаметшин А.С., Грешняев В.А., Пантелеев
Ю.В.

При подготовке документа учтены предложения
Жаворонкова К.К., Чернышева А.Г., Коновалова Ю.В., Епифанова С.Г., Курдыша
С.М., Каральского А.Ф.

В оформлении документа принимали участие Батурина
Л.В., Дмитриева Н.К., Иванова Н.А.

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

Руководство по организации эксплуатации и технологии
технического обслуживания и
ремонта оборудования
и сооружений нефтеперекачивающих
станций

РД 153-39ТН-008-96

Вводится взамен
РД 39-30-1209-84

Срок введения с 1 января 1997 г.

Руководство устанавливает единый регламент организации
эксплуатации, технического обслуживания и ремонта механо-технологического
оборудования, технологических трубопроводов и инженерных коммуникаций
нефтеперекачивающих станций (НПС) и других объектов магистральных нефтепроводов
(МН).

Разработка документа обусловлена изменившимися
условиями эксплуатации оборудования в связи с изменением объемов перекачки
нефти, переходом на новые формы финансовой и хозяйственной деятельности
предприятий, внедрением новой техники и технологий, диагностического и
специального оборудования, широким использованием систем информации и
вычислительной техники современных комплексов автоматизации и телемеханизации,
повышенными требованиями экологической безопасности эксплуатации объекта. Для
реализации задач повышения надежности и экономичности работы оборудования в
этих условиях выбрана новая стратегия технического обслуживания и ремонта
оборудования на основе оценки его фактического технического состояния с
сохранением основных положений системы ППР и ремонта по отказу.

Периодичность и объемы диагностического контроля,
технического обслуживания и ремонта базируются на фактических параметрах
надежности объекта и экономических показателях работы основного
насосно-силового оборудования объектов МН.

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

Руководство содержит основные сведения об оборудовании
и сооружениях НПС, мерах предупреждения отказов, нормативах трудоемкости работ,
расхода и резерва запасных частей, требования безопасности при техническом
обслуживании и ремонте.

Документ вводится взамен РД 39-30-1209-84 «Руководство
по организации эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта
оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций».

Основные положения разделов Руководства были
согласованы с главными механиками акционерных обществ АК «Транснефть».

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящее Руководство устанавливает порядок
организации эксплуатации, технического обслуживания и ремонта
механо-технологического оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций
(НПС) и линейно-производственных диспетчерских станций (ЛПДС).

В данном РД также представлены основные положения по
осмотрам, проверкам, обслуживанию и контролю технического состояния
оборудования на временно не эксплуатируемых НПС.

1.2. Нефтеперекачивающая станция (НПС) является
структурным подразделением районного управления магистральных нефтепроводов
(РУМН, РНУ, далее по тексту РНУ) и представляет комплекс оборудования,
сооружений и установок, предназначенных для обеспечения транспорта нефти от
поставщиков к потребителям.

1.3. Управление технологическим процессом перекачки
нефти осуществляется из диспетчерского пункта АО МН, районного диспетчерского
пункта (РДП) и местного диспетчерского пункта (МДП). Оперативный контроль
эксплуатационных параметров и работы механо-технологического оборудования
осуществляется автоматизированными системами управления технологическим
процессом (АСУ ТП), а также персоналом нефтеперекачивающих станций, который
подразделяется на следующие категории:

оперативный (дежурный) персонал (оператор, дежурный
механик, дежурный электрик, слесарь КИПиА и пр.), осуществляющий непрерывный
контроль технологического режима перекачки и показателей работоспособности
оборудования;

эксплуатационно-ремонтный (оперативно-ремонтный) персонал,
выполняющий периодический контроль, диагностирование, техническое обслуживание
и ремонт, оперативные работы по восстановлению работоспособности оборудования и
сооружений НПС и ЛПДС (далее по тексту НПС).

1.4. Система технического обслуживания и ремонта
предусматривает выполнение работ по техническому обслуживанию, ремонту, диагностированию и замене оборудования
специализированными подразделениями РНУ и АО МН (выездными ремонтными бригадами
(ВРБ) центральной базы производственного обслуживания (ЦБПО), базы
производственного обслуживания, далее по тексту БПО), или ремонтным персоналом
НПО (в зависимости от объема ремонтных работ, оперативности их выполнения,
наличия и загруженности ВРБ), или сторонними организациями, имеющими допуск к
ремонтным работам оборудования НПС.

1.5. Структура системы технического обслуживания и
ремонта и содержание отдельных видов ремонта определяются характером
эксплуатации оборудования и приведены в соответствующих разделах РД.

1.6. РД устанавливает критерии работоспособности
оборудования, основные ремонтные нормативы для каждого вида технологического
оборудования НПС, виды системы ТОР для каждого типа оборудования, типовые
объемы работ по всем видам ремонтов и периодических мероприятий, трудоемкость по
всем видам ремонта, нормы расхода запчастей, виды и периодичность
диагностических контролей и регламентных остановок.

2. ЭКСПЛУАТАЦИЯ И
ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ И СООРУЖЕНИЙ НПС

2.1.
Организация эксплуатации НПС

2.1.1. Организационная структура и форма оперативного
управления определяются руководством АО МН или РНУ по согласованию с АО МН.

Распределение функций оперативного и
эксплуатационно-ремонтного персонала НПС производится начальниками служб АО МН
(РНУ) в соответствии с принятой организационной структурой.

Руководство РНУ (АО МН) совместно со специалистами
соответствующих служб определяет персонал, ответственный за техническую эксплуатацию конкретного вида оборудования,
составляет и утверждает в установленном порядке должностные инструкции
оперативного и эксплуатационно-ремонтного персонала.

2.1.2. Оперативный (дежурный) персонал осуществляет
технические ремонты оборудования НПС, контролирует технологические параметры
работы оборудования, осуществляет аварийный вывод из эксплуатации оборудования,
обеспечивает работу основного и вспомогательного оборудования и не более, чем
через каждые два часа фиксирует значения параметров работы оборудования в
журнале, контролирует регистрацию эксплуатационных параметров в системе АСУ ТП
в соответствии с должностными инструкциями.

По результатам технических осмотров и показаниям
контрольно-измерительных приборов оперативный персонал информирует службы НПС о
необходимости проведения диагностического контроля на работающем или
остановленном оборудовании, несет ответственность за процесс остановки и пуска
оборудования, осуществляет оперативное переключение основного и
вспомогательного оборудования согласно утвержденным технологическим картам или
указаниям диспетчера РДП. При выходе параметров работы оборудования за
допустимые пределы оперативный персонал контролирует и при необходимости
осуществляет переключения неисправного оборудования на резервное, о чем делает
запись в журнале и извещает диспетчера РНУ и руководство НПС.

2.1.3. Эксплуатационно-ремонтный персонал НПС проводит
техническое обслуживание и доступные виды диагностирования технического
состояния оборудования, восстановительные работы в случаях отказа оборудования,
подготовку рабочих мест для ремонтного персонала БПО (ЦБПО), может привлекаться
к проведению ремонта.

2.1.4. Ответственность персонала НПС за соблюдение
требований действующих нормативно-технических документов на каждой НПС
определяется должностными инструкциями.

2.1.5. Ответственность за правильную и безопасную
эксплуатацию оборудования и сооружений
НПС наряду с начальником НПС несут старший инженер (старший инженер НПС, зам.
начальника НПС, зам. начальника НПС по технической части, главный
инженер НПС и т.д., далее по тексту старший инженер), инженеры соответствующих
служб и главный инженер районного управления магистральными нефтепроводами.
Кроме того, начальник НПС несет ответственность за рациональное комплектование
оперативного и эксплуатационно-ремонтного персонала и оснащение служб и персонала
современными средствами ремонта и контроля технического состояния.

2.1.6. Лицо, ответственное за техническую эксплуатацию
оборудования и сооружений НПС, обязано обеспечить:

надежную, экономичную и безопасную работу каждого
объекта НПС;

разработку и внедрение мероприятий по экономии
электроэнергии, топлива и материалов;

внедрение новой техники и технологии эксплуатации и
ремонта оборудования, способствующих более надежной, экономичной и безопасной
работе оборудования и сооружений НПС;

организацию и своевременное проведение ремонта,
периодических контролей и испытаний оборудования;

внедрение прогрессивных методов ремонта;

систематическое наблюдение за соблюдением режима
работы оборудования и установок, установленного диспетчером РНУ (АО МН),
проведение диагностических проверок работоспособности оборудования;

наличие и своевременную проверку средств защиты и
противопожарного инвентаря;

организацию своевременного расследования отказов в
работе оборудования, а также несчастных случаев, произошедших во время эксплуатации
и ремонта оборудования, и, по возможности, своевременное устранение причин и
последствий отказов.

2.1.7. Оперативный, инженерно-технический и
эксплуатационно-ремонтный персонал по
графику и местным инструкциям осуществляет с учетом оперативной ситуации
контроль технического состояния оборудования (таблица 2.1).

Таблица 2.1. График технических осмотров объектов НПС

Наименование объекта	Должность	Периодичность технических осмотров
Магистральные и подпорные насосные	Дежурный персонал	Через 2 ч.
ИТР служб	2 раза вдень
Старший инженер	Через 2 дня
Начальник НПС	Через неделю
Запорная арматура, регуляторы давления, блок гашения ударной волны, предохранительные клапаны система охлаждения масла и воды, фильтры-грязеуловители, система откачки утечек	Дежурный персонал	2 раза в смену
ИТР служб	1 раз в день
Старший инженер	Через 2 дня
Начальник НПС	Через неделю
Емкости для сбора и хранения нефти, технологические и вспомогательные трубопроводы, установки автоматического пожаротушения и противопожарных средств, система вентиляции	Дежурный персонал	1 раз в смену
ИТР служб	Через день
Старший инженер	Через 2 дня
Начальник НПС	Через неделю
Котельная, тепловые сети	Дежурный персонал котельных	2 раза в смену для котельных, находящихся в работе
ИТР служб	1 раз в день для котельных, находящихся в работе
Старший инженер	Через 2 дня
Начальник НПС	Через неделю
Водопроводы, арт-скважины, канализация, очистные сооружения	Дежурный персонал	1 раз в сутки
ИТР служб	Через неделю
Старший инженер	Через 2 недели
Начальник НПС	Через месяц
Здания и сооружения	Дежурный персонал	1 раз в сутки
ИТР служб	Через неделю
Старший инженер	Через 2 недели
Начальник НПС	Через месяц

2.2. Порядок приемки и
сдачи смены

2.2.1. При приемке смены оперативный персонал НПС
обязан:

ознакомиться со схемой и режимом работы, состоянием
оборудования на своем участке путем личного осмотра в объеме, установленном
инструкцией (инструкция разрабатывается для конкретной НПС и утверждается
главным инженером РНУ);

получить сведения от сдающего смену об оборудовании,
за которым необходимо вести тщательное наблюдение для предупреждения аварий или
неполадок, и об оборудовании, находящемся в ремонте или резерве;

проверить и принять инструмент, материалы, ключи от
помещений (блок-боксов), средства защиты, измерительные приборы, оперативную
документацию, инструкции;

ознакомиться со всеми записями и распоряжениями за
время, прошедшее с его последнего дежурства;

оформить приемку смены отметкой в журнале или
ведомости с подписью и подписями принимающего и сдающего смену.

2.2.2. Приемка и сдача смены во время ликвидации
отказа, производства переключений или операций по включению и отключению
оборудования запрещаются.

При длительном времени ликвидации отказа сдача смены
производится с разрешения руководства НПС.

2.3. Наблюдения за
сохранностью зданий и сооружений в период эксплуатации НПС

2.3.1. Производственные здания и сооружения в процессе
эксплуатации должны находиться под систематическим наблюдением
инженерно-технических работников НПС, ответственных за эксплуатацию и
сохранность этих объектов (таблица 2.1).

2.3.2. За сохранность жилого и культурно-бытового
фонда предприятия и его своевременный ремонт отвечает заместитель начальника
НПС по общим вопросам (или лицо, курирующее его).

2.3.3. Все производственные здания и сооружения
подвергаются периодическим техническим осмотрам, которые проводятся два раза в
год — весной и осенью.

Весенний осмотр проводится после таяния снега с целью
освидетельствования состояния здания или сооружения и уточнения объемов работ
по текущему ремонту, который будет проводиться в летний период, и капитальному
ремонту для включения в перспективный план.

При весеннем техническом осмотре необходимо:

тщательно проверить состояние несущих и ограждающих
конструкций и выявить возможные повреждения их в результате атмосферных и
других воздействий;

установить дефектные участки, требующие постоянного
наблюдения;

проверить механизмы и открывающиеся элементы окон,
дверей, ворот и других устройств;

проверить состояние и привести в порядок водостоки,
отмостки и ливнеприемники.

Осенний осмотр проводится с целью проверки подготовки
зданий и сооружений к зиме. К этому времени должны быть закончены все летние
работы по текущему ремонту.

При осеннем техническом осмотре необходимо:

тщательно проверить несущие и ограждающие конструкции
зданий и сооружений и принять меры по устранению всякого рода щелей и зазоров;

проверить подготовленность покрытий зданий к зиме,
исправность желобов и водостоков, наличие необходимых средств для удаления
снега;

проверить исправность и готовность к работе в зимних
условиях открывающихся элементов окон, дверей, ворот, фонарей и других
устройств.

2.3.4. Состояние противопожарного оборудования во всех
зданиях и сооружениях как при периодических, так и при текущих технических
осмотрах проверяется с представителями пожарной охраны в сроки, зависящие от
специфических условий эксплуатации производственных зданий, но не реже одного
раза в месяц.

Текущий осмотр основных конструкций зданий с тяжелым
крановым оборудованием (насосные и электрозалы) проводится один раз в месяц.

2.3.5. Внеочередные осмотры зданий и сооружений
проводятся после стихийных бедствий (пожаров, ураганных ветров, больших ливней
или снегопадов, землетрясений — в районах с повышенной сейсмичностью и т.д.)
или аварий.

2.3.6. Особо жесткий режим всех видов осмотров должен
устанавливаться для производственных зданий и сооружений, возведенных на
подработанных подземными горными выработками территориях, на просадочных
грунтах, в районах вечной мерзлоты, а также эксплуатируемых в условиях с
постоянной внешней вибрацией (например, вблизи железнодорожного полотна и пр.).

2.3.7. Кроме перечисленных задач по осмотру зданий,
целью технических осмотров является разработка предложений по улучшению
технической эксплуатации зданий, а также качеству проведения всех видов
ремонта.

2.3.8. Результаты всех видов осмотров оформляются
актами, в которых отмечаются обнаруженные дефекты, а также необходимые меры для
их устранения с указанием сроков выполнения работ.

2.3.9. Вся техническая документация по сданным в
эксплуатацию зданиям и сооружениям — утвержденный технический проект (проектное
задание), рабочие чертежи, данные о гидрогеологических условиях участка
застройки, акт приемки в эксплуатацию с документами, характеризующими
примененные материалы, условия и качество производства работ по возведению
объектов, а также сведения об отступлениях от проекта и недоделках к моменту ввода
объекта в эксплуатацию — должна храниться комплектно в техническом архиве РНУ и
НПС.

2.3.10. Для учета работ по обслуживанию и текущему
ремонту соответствующего здания или сооружения должен вестись технический
журнал на НПС, в который вносятся записи о всех выполненных работах по
обслуживанию и текущему ремонту с указанием вида и места работ.

2.3.11. При наличии явления пучения грунтов должна
проводиться ежегодная проверка высотных нивелирных отметок оборудования и
инженерных сооружений. При изменении нивелирных отметок на величину больше
допустимой должны приниматься меры к уменьшению или компенсации влияния пучения
грунта на напряженно-деформированное состояние патрубков насосов, элементов
трубопроводов, фундаментов и т.п.

3. ОРГАНИЗАЦИЯ И
ПЛАНИРОВАНИЕ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ ОБОРУДОВАНИЯ И
СООРУЖЕНИЙ НПС

3.1.
Основные понятия. Термины и определения

3.1.1. Техническое обслуживание (ТО) — комплекс
операций по поддержанию работоспособности оборудования при его эксплуатации,
при ожидании (если оборудование в резерве), хранении и транспортировании.

В ТО включен следующий комплекс работ:

поддержание в исправном (или только работоспособном)
состоянии оборудования;

очистка, смазка, регулировка и подтяжка разъемных
соединений, замена отдельных составных частей (быстроизнашивающихся деталей) в
целях предупреждения повреждения и прогрессирующего износа, а также устранение
мелких повреждений.

В объеме ТО могут выполняться работы по оценке
технического состояния оборудования для уточнения сроков и объемов последующих
обслуживаний и ремонтов.

3.1.2. Конкретное содержание работ при каждом виде
технического обслуживания оборудования НПС определяется должностными
инструкциями и регламентом, изложенным в данном документе, по видам
оборудования.

3.1.3. Ремонт — комплекс операций по восстановлению
исправности или работоспособности и полному или частичному восстановлению
ресурса оборудования и его составных частей, обеспечивающий эксплуатацию с
заданной надежностью и экономичностью в периоды между ремонтами и
диагностическими контролями.

3.1.4. Текущий ремонт (Т) — ремонт, осуществляемый в
процессе эксплуатации для гарантированного обеспечения работоспособности
оборудования, состоящей в замене и восстановлении его отдельных частей и их
регулировке.

3.1.5. Текущий ремонт назначается для предупреждения
отказов и восстановления работоспособности оборудования НПС.

3.1.6. Средний ремонт (С) — ремонт, выполняемый для
восстановления работоспособности и частичного восстановления ресурса
оборудования по результатам диагностирования и величине его наработки с заменой
или восстановлением составных частей ограниченной номенклатуры и контролем
технического состояния составных частей, выполняемом в объеме, установленном в
настоящем Руководстве.

3.1.7. Капитальный ремонт (К) — ремонт, выполняемый
для восстановления исправности и полного или близкого к полному восстановлению
ресурса оборудования с заменой или восстановлением любых его частей, включая
базовые, и их регулировкой.

3.1.8. Объемы ремонтных работ, проводимых при Т, С, К
ремонтах для каждого вида оборудования изложены в соответствующих разделах
Руководства.

3.1.9. Оперативный диагностический контроль — контроль
технического состояния оборудования, проводимый в соответствии с графиком
(таблица 2.1),
а также эксплуатационных параметров оборудования в данный момент времени и в
динамике.

3.1.10. Плановый диагностический контроль — контроль
фактического технического состояния оборудования НПС по параметрам, позволяющим
оценить техническое состояние оборудования, составить прогноз его
работоспособности, наработки до ремонта или до следующего диагностического
контроля и определить объем и вид ремонта.

3.1.11. Неплановый диагностический контроль — контроль
технического состояния оборудования НПС, проводимый в случае резкого изменения
значений постоянно контролируемых параметров или в случае, когда по результатам
оперативного контроля выносится решение о предполагаемом развитии дефекта.

3.1.12. Работоспособное состояние (работоспособность)
— состояние оборудования, при котором значения всех параметров, характеризующих
способность выполнять заданные функции, соответствуют требованиям
нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации.

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

3.1.14. Периодичность технического обслуживания
(ремонта, диагностического контроля) — интервал времени или наработка между
данным видом технического обслуживания (ремонта, диагностического контроля) и
последующим таким же видом или другим большей сложности.

Под видом технического обслуживания (ремонта,
диагностического контроля) понимают
техническое обслуживание (ремонт, диагностический контроль), выделяемое
(выделяемый) по одному из признаков:

этапу существования, периодичности, объему работ,
условиям эксплуатации, регламентации.

3.1.15. Ремонтный цикл — наименьший повторяющийся
интервал времени или наработка оборудования, в течение которых выполняются в определенной
последовательности в соответствии с требованиями нормативно-технической
документации все установленные виды ремонта.

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

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

3.1.18. Регламентная остановка — остановка работы
оборудования для производства технического обслуживания, диагностических и
ремонтных работ, регламентированных действующими нормативно-техническими
документами (паспортами, ТУ, ГОСТ, РД и пр.).

3.1.19. Наработка — суммарная продолжительность или
объем работы оборудования.

3.1.20. Наработкой до регламентной остановки считается
наработка до работ, регламентированных другими действующими документами.

3.1.21. Трудоемкость технического обслуживания
(ремонта, диагностического контроля) — трудозатраты на проведение одного
технического обслуживания (ремонта, контроля) данного вида.

3.1.22. Запасная часть (запчасть) — составная часть
оборудования, предназначенная для замены находившейся в эксплуатации такой же части с целью поддержания или восстановления
работоспособности оборудования.

3.1.23. Обменный фонд — запас важнейших запасных
частей, находящийся на специально выделенных базах хранения и распределяемый
БПО для восстановления количества запасных частей и оперативного проведения
ремонтных работ по восстановлению работоспособности оборудования НПС.

3.2. Структура системы
технического обслуживания и ремонта оборудования. Общие положения

3.2.1. Система технического обслуживания и ремонта по
фактическому техническому состоянию (ТОР по техническому состоянию)
основывается на проведении профилактических, восстановительных и
диагностических работ через интервалы времени (наработки), определенные по
фактическим показателям надежности, результатам предыдущих диагностических
контролей, значениям параметров оценки работоспособного состояния данного вида
оборудования с учетом срока службы каждой единицы оборудования.

В системе технического обслуживания и ремонта по
фактическому техническому состоянию производятся:

техническое обслуживание;

диагностические контроли, в том числе

оперативный,

плановый,

неплановый;

ремонт по фактическому состоянию в объеме текущего,
среднего и капитального ремонта;

регламентные остановки.

Продолжительность и структура ремонтного цикла, а
также периодичность ТО, диагностических контролей и ремонтов для каждого вида
оборудования приведены в последующих разделах данного РД.

3.2.2. Для ТОР по техническому
состоянию обязательными являются:

проведение диагностических обследований с оценкой
работоспособности оборудования и прогнозированием дальнейшей эксплуатации;

выполнение ремонтных работ по результатам
диагностических обследований;

ведение нормативной, исполнительной, оперативной
(эксплуатационной) баз данных, формирование периодических сводок по наработке
оборудования, ведение базы данных отказов, хранение в электронном виде
документации по организации и выполнению ремонтных работ на уровнях РНУ, АО МН
в составе разрабатываемой и внедряемой на предприятиях АК «Транснефть» системы
СКУТОР.

3.2.3. Выполнение условий, перечисленных в п. 3.2.2,
является обязательным в первую очередь для того оборудования и систем НПС,
которые с точки зрения безопасной эксплуатации не могут быть допущены к
эксплуатации до отказа, а по экономическим соображениям — к эксплуатации до
выработки установленного межремонтного периода.

С целью выделения основных объектов НПС, подвергаемых
первоочередному обязательному контролю, диагностическому обследованию и
ремонту, все механо-технологическое оборудование НПС разделено на три условные
категории:

первая категория — оборудование, которое с точки
зрения безопасной эксплуатации и по экономических показателям не может быть
допущено к эксплуатации до отказа, а следовательно, переводится на систему ТОР
по техническому состоянию:

магистральные и подпорные насосы;

трубопроводная арматура;

системы маслоснабжения, охлаждения;

система приточной вентиляции;

система подачи воздуха в камеры уплотнения
беспромвальной установки магистральных насосных агрегатов;

система откачки утечек;

блок гашения ударной волны;

блок регуляторов давления;

система пожаротушения;

система предохранительных клапанов;

блок фильтров-грязеуловителей;

технологические трубопроводы;

промышленная канализация;

вторая категория — оборудование, которое по
экономическим показателям переводится на систему ТОР по техническому состоянию
по мере необходимости:

система водоснабжения и фекальной канализации,
очистные сооружения;

котлы и котельно-вспомогательное оборудование,
тепловые сети;

камеры пуска и приема скребка;

компрессоры;

третья категория — оборудование, которое по
экономическим показателям нецелесообразно переводить на систему ТОР по
техническому состоянию:

емкости подземные, топливные;

здания и сооружения, при обязательных обходах;

водоснабжение, в случае наличия резервных емкостей
запаса воды.

3.2.4. Руководство АО МН, РНУ, НПС обязано обеспечить
условия (обеспечение приборами контроля и диагностики, контроль за ведением
журналов регистрации сведений о работоспособном состоянии оборудования,
разработка и внедрение инструкций и методик диагностирования оборудования,
обеспечение автоматизированного контроля и сбора информации по надежности и
т.д.), необходимые для первоочередного перевода оборудования первой категории
на систему ТОР по фактическому техническому состоянию.

3.2.5. В переходный период, т.е. до выполнения
условий, перечисленных в п. 3.2.2, для оборудования второй и третьей
условных категорий система технического обслуживания и ремонта оборудования НПС
основывается на выполнении восстановительных работ через заранее определенные
по фактическим показателям надежности интервалы времени (наработки) — плановая
система ТОР. При этом ТО, Т, С, К выполняются в плановом порядке на основании
графиков, составленных в соответствии с ремонтным циклом и показателями
надежности. При отклонениях параметров работы оборудования, регистрируемых
установленными контрольно-измерительными приборами или полученных в результате
проведения (таблица 2.1) оперативных контролей, оборудование
выводится в неплановый ремонт.

3.2.6. Вид системы ТОР для каждого типа оборудования
утверждается главным инженером АО МН на основании ТЭО.

Рекомендуемые виды системы ТОР для различных типов
оборудования представлены в таблице 3.1.

Таблица 3.1. Рекомендуемые виды системы ТОР оборудования НПС

Наименование оборудования	Вид системы ТОР
Магистральные насосы	ТОР по техническому состоянию
Подпорные насосы	— » —
Маслосистема	ТОР по техническому состоянию и ППР
Система охлаждения электродвигателей	— » —
Система воздушного охлаждения масла	— » —
Система воздушного охлаждения воды	— » —
Система вентиляции	— » —
Трубопроводная арматура: задвижки;	— » —
обратные клапаны	— » —
Система откачки утечек	— » —
Блок регуляторов давления	— » —
Блок фильтров-грязеуловителей	— » —
Устройство гашения ударной волны	— » —
Котлы и котельно-вспомогательное оборудование	ТОР по техническому состоянию, ППР
Инженерные коммуникации	— » —
Магистральные, подпорные и насосы собственных нужд, трубопроводная арматура, все вспомогательные и технологические системы в случае, если они не эксплуатировались более 0,5 года и не были законсервированы	ППР
Примечание — Сохранение работоспособности оборудования НПС, временно выведенной из эксплуатации без выполнения работ по консервации, обеспечивается поддержанием в помещениях средней температуры не ниже +10 °С и относительной влажности не более 70 % и периодическим контролем технического состояния, осмотром и техническим обслуживанием зарезервированного оборудования по графику, утвержденному главным инженером РНУ. Рекомендуется обкатка оборудования не реже 1 раза в полгода. Обкатка производится в соответствии с паспортами или инструкциями по эксплуатации, время обкатки не менее одного часа.

3.3. Организация и
планирование работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования и
сооружений НПС

3.3.1. Система технического обслуживания и ремонта по
фактическому техническому состоянию включает в себя проведение технического
обслуживания, диагностических контролей технического состояния, выполнение
работ при регламентных остановках и восстановление работоспособного состояния в
случае отклонения значений диагностируемых параметров от установленных в
нормативно-технической документации.

Руководство АО несет ответственность за оснащение
объектов МН оборудованием, приборами и системами и содержание их в исправном
состоянии. Номенклатура контрольно-измерительной аппаратуры должна соответствовать
требованиям проектной, эксплуатационной и ремонтной документации. Система
телемеханики, автоматизации и АСУ ТП должна обеспечивать надежный контроль,
измерение и регистрацию технологических параметров перекачки и эксплуатационных
параметров оборудования и систем.

3.3.2. Исполнителем плановых диагностических контролей
является бригада диагностики (с соответствующей диагностической аппаратурой)
БПО или опытно-экспериментального участка АО МН или эксплуатационно-ремонтный
персонал НПС, имеющий допуск к работе с диагностической аппаратурой.

3.3.3. Исполнителем оперативного контроля является
дежурный персонал НПС, а также ИТР (таблица 2.1).

Анализ изменения контролируемых параметров
осуществляется главными специалистами РНУ (ЛПДС) с использованием базы данных
(в т.ч. автоматизированной системы СКУТОР) по номенклатуре и начальным
параметрам работы оборудования.

3.3.4. В случае резкого изменения постоянно
контролируемых (оператором или приборами телеметрии) параметров проводится
неплановый диагностический контроль с последующим решением о выводе в ремонт
данного оборудования. Решение принимается старшим инженером НПС по согласованию
с главным механиком РНУ.

3.3.5. Неплановый диагностический контроль
осуществляется в случае, когда по результатам оперативного контроля выносится
решение о предполагаемом развитии дефекта. Анализ изменения контролируемых
параметров проводится с учетом возможных изменений режимов перекачки.
Необходимость проведения непланового контроля определяет старший инженер НПС
после оповещения диспетчера РДП.

3.3.6. Исполнителями непланового диагностического
контроля являются эксплуатационно-ремонтный персонал НПС, бригада диагностики
БПО или опытно-экспериментальный участок АО МН.

3.3.7. Исполнителем ремонта оборудования может быть
эксплуатационно-ремонтный персонал НПС, ремонтная бригада БПО или сторонней
организации, имеющей лицензию на производство ремонтных работ на НПС.

3.3.8. Ремонт по фактическому техническому состоянию
производится по результатам планового или непланового диагностического
контроля.

3.3.9. Исполнителем работ во время регламентной
остановки является
эксплуатационно-ремонтный персонал НПС, бригада диагностики БПО,
опытно-экспериментального участка АО МН или выездная ремонтная бригада БПО.

3.3.10. Регламентная остановка производится независимо
от результатов последнего диагностического контроля для оборудования, у
которого подошел срок регламентных работ, оговоренных в других действующих
документах.

3.3.11. Старший инженер НПС обязан обеспечить условия
для проведения диагностического контроля оборудования, определенного планом
диагностических контролей, подготовить ремонтный персонал НПС для этого или
вызвать бригаду диагностики из РНУ.

Результатом работы бригады диагностики должно быть
решение о работоспособности или неработоспособности диагностируемого
оборудования.

3.3.12. В случае вынесения решения о работоспособности
оборудования бригада должна дать прогноз о предполагаемом времени работы
оборудования без отказа или времени следующего диагностического контроля,
довести его до старшего инженера и начальника соответствующей службы НПС,
оформить акт о результатах диагностического контроля.

3.3.13. В случае вынесения решения о
неработоспособности оборудования бригада диагностики должна указать
предполагаемые дефекты и причины неработоспособного состояния и совместно со
старшим инженером НПС определить объем ремонта.

3.3.14. Определение сложности и трудоемкости ремонта
осуществляется после проведения диагностического контроля, решения о выводе
данного оборудования в ремонт и определения предполагаемого объема работ. По
предполагаемому объему работ оборудование выводят в текущий, средний или
капитальный ремонт.

Вид ремонта устанавливается по предлагаемому объему
работ, но не по периодичности.

3.3.15. Если в объеме ремонта предусматривается
разборка оборудования, то бригада диагностирования производит контроль
параметров, оценка которых возможна только при разборке, и корректирует
предполагаемый объем ремонта.

3.3.16. На основании вынесенных решений старший
инженер НПС, после согласования с БПО или РНУ, вызывает ремонтную бригаду, не
занятую или заканчивающую работу по техническому обслуживанию или ремонту
другого оборудования.

3.3.17. При наличии резервного работоспособного
оборудования срок ремонта допускается переносить по согласованию с
соответствующими службами. Ответственность за перенос срока ремонта несет
старший инженер НПС и главный механик РНУ.

3.3.18. При достижении оборудованием срока
регламентной остановки старший инженер НПС обязан по согласованию с
руководством РНУ и БПО вывести данное оборудование из работы и передать его для
производства диагностики и ремонтных работ исполнителям.

Срок регламентной остановки разрешается переносить в
пределах месяца по заключению службы ТОР БПО лишь с письменного разрешения
главного инженера РНУ, и в случае если продолжение эксплуатации не представляет
опасности возникновения аварийной ситуации.

3.3.19. Ответственность за выполнение оперативного
контроля работоспособного состояния оборудования НПС, измерение диагностируемых
параметров, предварительную обработку диагностической информации, решение задач
прогнозирования, сбора данных по отказам и наработкам оборудования НПС, учет
издержек на восстановление работоспособности, регламентные остановки и
диагностирование, взаимодействие со службами РНУ и БПО, реализацию технических
решений несет старший инженер НПС или по его указанию руководители
соответствующих служб НПС.

3.3.20. Основным документом в организации технического
обслуживания и ремонта по фактическому техническому состоянию является годовой
(с разбивкой по кварталам и месяцам) график периодичности ТО, плановых
диагностических контролей и регламентных остановок (или плановых ремонтов в
случае обслуживания оборудования по системе ППР).

3.3.21. Ответственность за организацию,
своевременность проведения, качество технического обслуживания, диагностических
контролей и ремонта оборудования несут начальники соответствующих служб НПС,
БПО и главные специалисты РНУ.

Общий контроль за выполнением ТОР оборудования
объектов МН осуществляют главные специалисты АО МН.

3.3.22. Годовой график составляется на каждый вид
оборудования за 2 месяца до окончания текущего календарного года инженерами
соответствующих служб НПС совместно с начальниками соответствующих участков
БПО, визируется главными специалистами БПО и утверждается главным инженером
РНУ.

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

3.3.24. Расчет периодичности
диагностических контролей производится с учетом фактически полученных
показателей надежности и срока службы оборудования и основывается на методе
слабого звена (значение наработки между двумя плановыми диагностическими
контролями t_к должно быть не больше значения наработки на отказ
слабого звена — , т.е. того звена, которое наиболее часто
отказывает в данном виде оборудования).

Если отработанный ресурс оборудования t_от меньше паспортного ресурса t_п:

t_от < t_п, (3.1)

т.е. когда а
> 1,

где (3.2)

то контроли осуществляются через время не более чем t_к, которое
определяется по формуле:

t_к = 0,9∙, (3.3)

Если отработанный ресурс оборудования t_от больше или равен паспортному ресурсу t_п:

t_от ≥ t_п (3.4)

или

а ≤ 1,

то t_к = а ∙∙ 0,9. (3.5)

Порядок сбора информации о надежности и определения
наработки слабого звена представлен в разделе 11.

На переходном этапе (до получения достоверной
информации о )
периодичность диагностических контролей определяется на основании показателей
надежности прошлых лет.

В последующих разделах Руководства приведена
периодичность плановых диагностических контролей для каждого вида оборудования,
которую рекомендуется использовать на переходном этапе.

Рекомендованная периодичность диагностических
контролей уточняется в зависимости от наработки с начала эксплуатации
оборудования по формулам (3.1) -(3.5). При этом на переходном
этапе вместо используется
значение периодичности, указанной в таблицах последующих разделов.

3.3.25. Объем работ при проведении плановых
диагностических контролей равен сумме объемов работ по определению каждого
диагностируемого параметра с учетом вида применяемого диагностического
оборудования и объема работ при проведении текущего ремонта.

3.3.26. Объем работ, проводимых во время регламентных
остановок, равен сумме объемов работ по определению каждого диагностируемого
параметра (до разборки и после нее), работ при проведении ТО, разборки и сборки
оборудования и работ, регламентированных другими действующими документами.

3.3.27. Контролируемые параметры, необходимые для
оценки работоспособного состояния оборудования, представлены в последующих
разделах настоящего Руководства.

Если для оценки технического состояния оборудования
недостаточно существующих контролируемых
параметров, должны быть приняты меры по разработке дополнительных методик и
инструкций оценки технического состояния оборудования.

3.3.28. С внедрением новых методов диагностирования
объем контролируемых параметров должен пересматриваться. С пересмотром объема
контролируемых параметров должны быть внесены коррективы в существующие нормы
трудоемкости плановых диагностических контролей.

3.3.29. Диагностирование технического состояния
основывается на сравнении базовых и фактических характеристик оборудования,
полученных за определенный период времени.

Базовыми характеристиками являются характеристики,
полученные после монтажа нового (или после капитального ремонта) и доводки
эксплуатируемого оборудования. Эти характеристики могут отличаться от
паспортных из-за несоответствия производственных размеров деталей
конструктивным, износа элементов проточной части и рабочих органов насоса,
погрешности пересчета характеристик насоса с воды на перекачиваемую жидкость
(нефть) и др.

Фактическими (текущими) характеристиками являются
характеристики, получаемые в данный период времени (в процессе эксплуатации).

При переходе к техническому обслуживанию и ремонту по
фактическому техническому состоянию оборудования прежде всего уточняются (а в
отдельных случаях и снимаются новые) базовые характеристики оборудования на
головных и промежуточных НПС.

3.4. Порядок передачи в
ремонт и приемки из ремонта оборудования

3.4.1. Передача оборудования в ремонт осуществляется
старшим инженером НПС.

3.4.2. Перед сдачей в ремонт оборудование с
соответствующими технологическими коммуникациями должно быть очищено от пыли,
масла, грязи. Подходы к оборудованию, а также рабочее место для ремонта или
демонтажа должны быть освобождены от посторонних предметов и подготовлены для
укладки деталей и узлов оборудования.

Ответственность за подготовку оборудования к передаче
в ремонт возлагается на инженеров служб НПС.

3.4.3. При выводе оборудования в ремонт паспорт
(формуляр) на соответствующее оборудование, акт сдачи оборудования в ремонт с
результатами диагностического контроля (в случае перехода к системе ТОР по
фактическому техническому состоянию) передается исполнителю ремонта (БПО).

Старший инженер и ИТР НПС осуществляют контроль
качества ремонта с применением методов и средств технической диагностики, а
также контроль своевременного и правильного заполнения соответствующих журналов
и формуляров сведениями о выполненных ремонтных операциях.

3.4.4. Приемка оборудования из ремонта осуществляется
старшим инженером НПС у начальника участка или мастера участка БПО.

3.4.5. Вышедшее из ремонта оборудование НПС считается
принятым в эксплуатацию после проверки его технического состояния, проведения
испытаний в рабочем режиме (обкатки):

после текущего ремонта — в течение 8 ч;

после среднего и капительного ремонта — 72 ч.

3.4.6. Сдача в ремонт и приемка из ремонта оформляются
актом (Приложение А).

3.4.7. В паспорт (формуляр) оборудования,
подвергшегося одновременно с ремонтом модернизации, вносятся соответствующие
изменения с указанием даты. В этом случае на оборудовании ниже заводского
табличного маркера дополнительно устанавливается табличка с указанием новых
параметров, названия организации, выполнившей модернизацию, дата.

3.4.8. БПО (ЦБПО), выпуская оборудование из
капитального ремонта, должна определить сроки следующего диагностического
контроля и ремонта, ресурс с момента начала эксплуатации в соответствии с действующей нормативно-технической
документацией.

Послеремонтный гарантийный срок или послеремонтная
гарантийная наработка должны быть установлены в нормативно-технической
документации на ремонт соответствующего оборудования.

3.5. Нормативы трудоемкости работ при проведении
технического обслуживания и ремонта оборудования НПС

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

Указанными нормами, кроме основных работ, учтено время
на:

ознакомление с чертежами и другой технической
документацией;

подготовку рабочего места и приведение его в порядок в
конце смены;

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

подготовку к работе вспомогательных механизмов, систем
и такелажных приспособлений;

протирку и смазку механизмов, инструмента и
приспособлений, а также на заправку и заточку их в процессе работы.

Нормы не учитывают время на:

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

изготовление приспособлений и инструмента постоянного
и разового пользования;

транспортирование со склада материалов и запасных
частей;

устранение недостатков в организации работ при ремонте
или устранении брака.

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

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

В тех случаях, когда ремонт насосов производится на
стенде цеха БПО, нормы трудоемкости применяются с поправочным коэффициентом
0,85.

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

Для оборудования, смонтированного на открытых
площадках районов Крайнего Севера и приравненных к ним районов, вводится
коэффициент 1,15.

3.6. Нормы расхода и
резерва запасных частей на НПС и в обменном фонде БПО

3.6.1. Установленное на НПС оборудование должно быть
обеспечено запасными частями и материалами.

Отделы главных механиков РНУ, службы, ответственные за
эксплуатацию механо-технологического оборудования, должны вести учет (в том
числе средствами информационного обеспечения автоматизированных рабочих мест)
имеющихся запасных частей, оборудования, принадлежностей и материалов. База
данных должна корректироваться по мере использования и поступления новых
изделий и материалов.

3.6.2. При хранении запасных частей, запасного
оборудования и материалов необходимо обеспечить их сохранность от порчи и
использование по прямому назначению.

Оборудование, запасные части и материалы, сохранность
которых нарушается под действием внешних атмосферных условий, следует хранить в
закрытых складах.

3.6.3. В последующих разделах представлены
номенклатура в количество запасных частей для каждого вида оборудования,
которые необходимы для бесперебойной работы оборудования в течение года и
определены в соответствии с данными об интенсивности отказов и сроками службы
конструктивных элементов в условиях эксплуатации.

При этом запасными частями являются как крупные
сборочные единицы (узлы), восстанавливаемые и используемые многократно, так и
отдельные детали, работоспособность которых в случае возникновения отказа не
подлежит восстановлению.

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

3.7. Техническая
документация

3.7.1. Каждая НПС должна иметь техническую
документацию, в соответствии с которой оборудование НПС допускается к
эксплуатации:

утвержденную проектную и исполнительную документацию
(чертежи, схемы, перечень оборудования, пояснительные записки и др.) со всеми последующими
изменениями;

технические паспорта всего установленного
оборудования;

инструкции по обслуживанию каждого вида оборудования;

должностные инструкции по каждому рабочему месту;

оперативную (эксплуатационную) документацию с
указанием предельных величин контролируемых рабочих параметров оборудования и
величины срабатывания предупредительной сигнализации и аварийных защит;

документацию по сбору данных о надежности
оборудования;

документацию технического обслуживания и ремонта
объектов НПС.

3.7.2. Все конструктивные изменения, вносимые в
процессе эксплуатации и во время ремонтов оборудования, должны быть согласованы
с заводом изготовителем, утверждены главным инженером АО и отражены в схемах,
чертежах, паспортах оборудования старшим инженером НПС с указанием даты
внесения изменения.

3.7.3. В должностных инструкциях должны быть указаны:

перечень инструкций по эксплуатации и техническому
обслуживанию оборудования и директивные материалы, схемы систем и устройства
оборудования, знание которых обязательно для лица, занимающего данную
должность;

права, обязанности и ответственность персонала;

взаимоотношения с руководством, подчиненными и другим
персоналом, связанным по работе.

В случае изменения условий эксплуатации оборудования в
инструкции вносятся соответствующие дополнения, о чем сообщается работникам,
для которых обязательно знание этих инструкций, с записью в журнале
инструктажа.

Инструкции пересматриваются через 5 лет (или по мере
поступления нового оборудования, внесения изменений в технологические схемы
перекачки и т.д.).

3.7.4. Оперативная документация по эксплуатации
оборудования НПС должна включать:

оперативный журнал;

формы учета работы объектов НПС, в которых должны
отражаться дата, время, причина пуска и остановок объектов НПС, а также время
простоя; сведения о режиме перекачки (формы должны позволять определять
наработку и число пусков оборудования);

ведомости результатов оперативных диагностических
контролей, проводимых ежесменно;

журналы результатов обхода объектов начальником НПС,
старшим инженером, инженерами соответствующих служб и дежурным персоналом.

Оперативная документация заполняется дежурным
персоналом станции.

3.7.5. Документация по сбору данных о надежности
оборудования включает в себя журналы учета отказов и неисправностей НПС, в
которых регистрируются следующие данные:

дата и время возникновения отказа;

наименование (код) отказавшего узла;

причина отказа;

наработка с начала эксплуатации и после предыдущего
ремонта;

количество пусков (включений) насосных агрегатов и
арматуры;

время и трудозатраты на проведение ремонтных работ;

должность и фамилия ответственного лица за выполнение
ремонта.

Расследование причин отказов осуществляется инженерами
соответствующих служб. Сведения хранятся у старшего инженера НПС.

До обслуживающего персонала доводятся причины
возникновения отказов и принятые меры по предотвращению их повторения.

3.7.6. Документация технического обслуживания и
ремонта обслуживания и ремонта объектов НПС содержит:

графики плановых ремонтов, технических обслуживаний,
плановых диагностических контролей и регламентных остановок для каждого вида
оборудования;

журнал учета ремонтов и ТО, в котором указываются:
дата проведения ТО или ремонта, вид ремонта или ТО, трудоемкость, наработка
между ремонтами или ТО, расход и стоимость материалов или деталей, время
простоя оборудования, ответственный исполнитель;

журнал учета диагностических контролей и регламентных
остановок для системы ТОР по фактическому техническому состоянию, который
содержит дату диагностического контроля и регламентной остановки,
диагностируемые параметры, их значения (допустимые и реальные), решение о
работоспособности, предполагаемый и выполненный объем ремонта, ответственный
исполнитель планового диагностического контроля и регламентной остановки;

бланки нарядов-допусков на производство ремонтных и
диагностических работ;

акты сдачи и приемки из ремонта оборудования;

акты проведения плановых диагностических контролей и
регламентных остановок.

Журналы ТО, ремонтов и диагностических контролей можно
совместить.

Форма журналов учета ТО, ремонтов, диагностических
контролей может корректироваться каждым предприятием АО МН.

4. ТЕХНИЧЕСКОЕ
ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ МАГИСТРАЛЬНЫХ, ПОДПОРНЫХ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ НАСОСОВ

4.1.
Общие положения

Система технического обслуживания и ремонта
магистральных, подпорных и вспомогательных насосов предусматривает выполнение
диагностических контролей, всех видов ремонтов выездными ремонтными и
диагностическими бригадами БПО или ремонтными бригадами НПС (при предполагаемом
малом объеме ремонта).

Диагностический контроль осуществляется на работающих
и выведенных из эксплуатации насосных агрегатах.

Текущий ремонт не требует транспортировки узлов на БПО
и осуществляется без вскрытия крышки насосов; средний ремонт предусматривает
разборку насоса (без демонтажа с фундамента), при этом ротор заменяется новым
или отремонтированным. Демонтированный ротор в сборе доставляется на БПО для
дефектоскопии и ремонта.

Капитальный ремонт насоса, как правило, выполняется
силами БПО. Ремонт фундамента, стакана вертикального насоса, демонтаж и монтаж
насоса производятся выездной ремонтной бригадой БПО.

В случае прекращения производства ремонтных работ,
связанных с разборкой насоса, на 8 и более часов (например, на ночь) крышка
должна быть установлена на корпус насоса и закреплена. Места установки торцовых
уплотнений должны быть заглушены.

Перед проведением технического обслуживания или
выводом в ремонт на эксплуатируемом насосном агрегате (НА) необходимо замерить
вибрационные параметры согласно п. 4.2.4, проконтролировать
величину утечек в уплотнениях, герметичность вспомогательных трубопроводов,
давление и температуру масла, температуру подшипников и другие параметры, характеризующие
исправность оборудования. Перед выводом насосного агрегата в ремонт замерить и
оценить напор, мощность и КПД насосного агрегата. Результаты контроля
представить ремонтной бригаде для целенаправленного выполнения технического
обслуживания и ремонта.

Магистральные и подпорные насосные агрегаты, вводимые
в эксплуатацию, подлежат обкатке в течение 8 часов после текущего ремонта и 72
часов после среднего и капитального ремонтов. При обкатке контролируются и
фиксируются эксплуатационные параметры насосного агрегата, оцениваются их
значения по сравнению с измеренными до вывода агрегата в ремонт и составляется
заключение о качестве ремонта.

После обкатки определяются базовые характеристики
(напорные, энергетические, виброакустические), коэффициент полезного действия,
температура подшипников с указанием режима работы (подачи, напора и давления на
входе) и сравниваются со значениями, при которых допускается ввод НА в
эксплуатацию (п. 4.2.6).

Полученные характеристики и параметры вводятся в базу
данных АСУ (АРМ, системы СКУТОР).

Базовые характеристики определяются на установившихся
рабочих режимах нефтепровода или (по возможности) на режимах, близких к
номинальной подаче насоса.

Вспомогательные насосы после ремонта подлежат обкатке
в течение одного часа. По параметрам работы вспомогательных насосов во время
обкатки выносится заключение о допуске их к эксплуатации. Базовые
характеристики работы вспомогательных насосов определяются после обкатки.

Монтаж, обслуживание и ремонт виброизолирующей
компенсирующей системы (ВКС) магистральных агрегатов должны выполняться в
соответствии с ТУ 39-00147105-01-96 [33], инструкциями по монтажу
и эксплуатации соответствующих комплектующих изделий ВКС [33, 34, 35, 36, 37, 38]. Все
основные составные элементы ВКС — упрочненная вибродемпфирующая рама,
виброизолирующие опоры типа А, АГП, АПМ, упругая компенсирующая муфта УКМ, компенсирующие
патрубки ПРКУ, КР или компенсаторы типа СК — не требуют специального
обслуживания и проведения каких-либо регулировочных работ в течение всего срока
службы. Необходимо лишь периодически (не реже одного раза в год) проверять
плотность затяжки крепежных болтов и протирать поверхность изделий ветошью в
случае попадания на них нефти или минеральных масел. Срок службы до замены
наиболее «слабого звена» в ВКС — резинокордных оболочек РКД — 13 лет.
Порядок замены оболочек описан в инструкции по эксплуатации патрубков ПРКУ и
КР.

4.2. Контроль
работоспособности насосных агрегатов

Контроль работоспособности насосных агрегатов
осуществляется при проведении диагностических контролей (оперативного,
планового, непланового) по параметрическим и виброакустическим критериям, а
также по техническому состоянию отдельных узлов и деталей, оцениваемому при
выводе насосов из эксплуатации. Порядок определения параметрических и
виброакустических значений и оценка технического состояния по ним приведены в
п.п. 4.2.4,
4.2.5
и 4.2.6.

По результатам диагностических контролей принимается
решение о выводе насосов в ремонт (текущий, средний или капитальный) или их
дальнейшей эксплуатации.

4.2.1. Типовой объем работ при оперативном диагностическом контроле

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

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

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

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

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

Необходимость проведения каких-либо дополнительных
диагностических или проверочных работ по результатам оперативного
диагностического контроля определяет старший инженер НПС.

4.2.2. Типовой объем работ при плановом диагностическом контроле

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

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

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

Периодичность оценки КПД и напора для магистральных и
подпорных насосов определена в 2000 часов, исходя из необходимости оценки
снижения КПД по мере износа элементов щелевого уплотнения рабочего колеса и
других факторов (п. 4.2.6).

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

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

Во время планового диагностического контроля с выводом
из эксплуатации насоса производятся все операции, выполняемые при техническом
обслуживании (п. 4.4).

Для вспомогательных насосных агрегатов измеряется
интенсивность вибрации по величине среднеквадратического значения виброскорости
на корпусах подшипниковых узлов и на лапах крепления насосов к фундаментной
плите или раме в вертикальном направлении.

4.2.3. Неплановый диагностический контроль

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

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

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

если интенсивность вибрации превысила базовое значение
в 2 раза;

если интенсивности вибрации на лапах корпуса насоса
превысила 1,8 мм/с;

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

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

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

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

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

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

демонтаж и осмотр деталей торцовых уплотнений;
измерение и анализ спектральных составляющих виброскорости в точках, не
предусмотренных плановым диагностическим контролем, с целью определения причин
повышенной вибрации (корпус насоса, всасывающий и напорный патрубки, лапы
насоса и головки фундаментных болтов и пр.), построение контурных виброхарактеристик.

4.2.4. Контроль работоспособности насосов по
вибрационным параметрам

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

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

4.2.4.2. Контроль уровня вибрации вспомогательных
насосов — насосов откачки утечек, маслонасосов насосов, насосов систем
водоснабжения и отопления и пр. должен осуществляться с помощью переносной
аппаратуры.

4.2.4.3. Датчики контрольно-сигнальной виброаппаратуры
устанавливаются обязательно на каждой подшипниковой опоре основного и
горизонтального подпорного насосов для контроля вибрации в вертикальном
направлении. Для вертикальных подпорных насосов датчики устанавливаются на
корпусе опорно-упорного подшипникового узла насоса для контроля вибрации в
вертикальном (осевом) и горизонтально-поперечном направлениях.

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

4.2.4.5. Вертикальная составляющая вибрации измеряется
на верхней части крышки подшипника над серединой длины его вкладыша.

Горизонтально-поперечная и горизонтально-осевая
составляющие вибрации измеряются на уровне оси вала насоса против середины
длины опорного вкладыша.

Вибрация всех элементов крепления насоса к фундаменту
измеряется и контролируется в
вертикальном направлении.

У насосов, не имеющих выносных подшипниковых узлов
(насосы со встроенными подшипниками), вибрация измеряется как можно ближе к оси
вращения ротора.

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

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

определение объема ремонтных работ и рациональное их
планирование;

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

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

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

4.2.5. Оценка работоспособности насосов по
виброакустическим параметрам и температуре

4.2.5.1. Общая оценка технического состояния по
вибрации производится в соответствии с нормами вибрации насосов (таблицы 4.1 и 4.2).

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

Причины вибрации насосных агрегатов и характер их
проявления представлены в Приложении Б, там же рекомендованы
способы устранения дефектов.

Таблица 4.1. Нормы вибрации магистральных и подпорных насосов

Величина среднего квадратического значения виброскорости, мм/с	Оценка вибросостояния насоса	Оценка длительности эксплуатации
До 2,8	Отлично	Длительная
Свыше 2,8 до 4,5	Хорошо	Длительная
Свыше 4,5 до 7,1 (для номинальных режимов)	Удовлетворительно, необходимо улучшение	Ограниченная
Свыше 4,5 до 7,1 (для режимов, отличных от номинального)	Удовлетворительно	Длительная
Свыше 7,1 до 11,2 (для режимов, отличных от номинального)	Удовлетворительно, необходимо улучшение	Ограниченная
Свыше 11,2	Недопустимо	Недопустимо
Примечание — При режимах перекачки отличных от номинального и интенсивности вибрации насоса при этом свыше 7,1 до 11,2 мм/с длительность эксплуатации магистральных и подпорных насосов ограничивается до замены рабочих колес насосов на колеса соответствующей подачи.

Таблица 4.2. Предельно допустимые нормы вибрации при эксплуатации
насосов вспомогательного оборудования

4.2.5.3. Сравнение и анализ изменения величин вибрации
насосного агрегата, эксплуатируемого на различных подачах, производятся по
приведенным к номинальной подаче величинам вибрации. Зависимость изменения
величины вибрации от конкретной величины подачи ориентировочно представлены на
рисунке 4.1. Для конкретного
типоразмера насоса и его рабочего колеса рекомендуется получить такую
зависимость экспериментально.

Рисунок 4.1. — Усредненная зависимость изменения
интенсивности вибрации насосов с номинальными рабочими колесами от подачи

насосы
НМ подачей от 7000 до 10000 м³/ч

насосы
НМ подачей от 1250 до 3600 м^3/ч

4.2.5.4. По результатам измерения вибрации для каждой контролируемой
точки строится график (тренд) изменения среднего квадратичного значения
виброскорости в зависимости от наработки (рисунок 4.2).

Рисунок 4.2. — К определению остаточного ресурса машины по уровню
вибрации

До виброскорости 6,0 мм/с линию тренда можно
представить прямой линией, проведенной согласно полученным значениям вибрации.

Далее линия тренда проводится по значениям вибрации,
соответствующим наработке насосного агрегата после виброскорости 6,0 мм/с.
Линия тренда, построенная после достижения уровня вибрации 6,0 мм/с, как
правило, будет располагаться под большим углом к оси абсцисс и позволит оценить
время наступления предельно допустимого значения вибрации τ₁
— при предельном значении виброскорости 7,1 мм/с
или τ₂ — при 11,2 мм/с.

Для более достоверной оценки технического состояния и
остаточного ресурса отдельных деталей или узлов рекомендуется строить также тренд по основным спектральным составляющим,
указывающим возможные дефекты насосных агрегатов (Приложение Б).

4.2.5.5. Трудоемкость выполнения оперативного, планового,
непланового диагностических контролей по виброакустическим параметрам и
температуре магистральных и подпорных насосов представлена в таблице 4.3.

Таблица 4.3. Трудоемкость работ при проведении диагностических
контролей по виброакустическим параметрам и температуре на единицу оборудования

Тип оборудования	Трудоемкость диагностического контроля, чел.-ч
Оперативный	Плановый	Неплановый	После ремонта
Магистральные насосы	0,5	2,0	2,5	2,0
Подпорные горизонтальные насосы	0,5	2,0	2,5	2,0
Подпорные вертикальные насосы	0,5	1,5	2,0	1,5
Вспомогательное оборудование	—	1,0	1,5	1,0

4.2.5.6. Виды диагностических работ и допустимые
значения контролируемых виброакустических параметров и значений температур для
магистральных и подпорных насосов приведены в таблице 4.4. Различают параметры
диагностирования для новых или вводимых в эксплуатацию после ремонта агрегатов
и параметры насосных агрегатов, находящихся в эксплуатации.

Таблица 4.4. Виды диагностических работ и допустимые значения
контролируемых виброакустических параметров и значений температур для
магистральных и подпорных насосов

Вид диагностических работ	Контролируемый параметр и место измерения	Допустимые значения параметров
Оперативный диагностический контроль	СКЗ виброскорости на подшипниковых опорах в вертикальном направлении	6,0 мм/с
СКЗ виброскорости на лапах корпуса насоса в вертикальном направлении	1,8 мм/с
Температура подшипников	Увеличение температуры относительно базового значения на 10 °С
Плановый диагностический контроль	СКЗ и спектральные составляющие виброскорости на всех подшипниковых опорах в трех взаимно перпендикулярных направлениях	6,0 мм/с
СКЗ виброскорости на лапах корпуса насоса, головках анкерных болтов в вертикальном направлении	1,8 мм/с
Уровень шума	Увеличение относительно базового значения на 6 дБА
Температура подшипников	Увеличение температуры относительно базового значения на 10 °С
Вибрация опорно-упорного подшипника или подшипников качения определяемая прибором типа ИСП-1В	Не более 45 дБ
Неплановый диагностический контроль	Контролируемые параметры, их допустимые значения и место измерения соответствуют плановому диагностическому контролю
Послеремонтный диагностический контроль	СКЗ виброскорости на подшипниковых опорах в трех взаимно перпендикулярных направлениях	не более 4,5 мм/с
СКЗ виброскорости на лапах корпуса насоса и головках анкерных болтов в вертикальном направлении	не более 1 мм/с
Вибрация опорно-упорного подшипника или подшипников качения, определяемая прибором типа ИСП-1В.	не более 35 дБ
Температура подшипников	не выше 70 °С

4.2.6. Оценка работоспособности насосов по
параметрическим критериям

4.2.6.1. После монтажа и пуска в эксплуатацию нового
насосного агрегата или насосного агрегата после ремонта необходимо для всех
насосов определить рабочие параметры, называемые базовыми, и сравнить их с
паспортными. При отклонении напора насоса от паспортных значений в сторону уменьшения
на 4 % и более, а КПД насоса более 3 % в зависимости от типоразмера необходимо
провести техническое обследование насосного агрегата, запорной арматуры и
вспомогательных систем, включая обследование проточной части насоса на предмет
обнаружения искажения отливки корпуса и рабочего колеса, некачественного
выполнения литья и механической обработки. Порядок определения напора и КПД
насосного агрегата подробно изложен в РД 39-0147103-342-89 [1]. Деформации характеристик насосного агрегата могут
быть вызваны следующими причинами, указанными в таблице 4.5.

Таблица 4.5. Причины деформаций характеристик насосов

Описание деформаций характеристик	Возможные причины
Напор и КПД ниже, мощность без изменения	Грубая, некачественно обработанная поверхность межлопаточных каналов рабочего колеса и корпуса Увеличенная шероховатость проточной части корпуса насоса Колесо установлено несимметрично относительно вертикальной оси улитки насоса Работа насоса в режиме кавитации
Напор и мощность ниже, КПД без изменений	Уменьшенный наружный диаметр рабочего колеса Скорость вращения ниже номинальной Искажение отливки рабочего колеса
Напор и КПД ниже, мощность выше	Чрезмерные перетоки через уплотнения рабочего колеса вследствие большого зазора в щелевом уплотнении Неравномерный по окружности зазор в щелевом уплотнении рабочего колеса Пропускает обратный клапан
Напор без изменений, мощность выше, КПД ниже	Дефекты подшипниковых узлов и их сборки Расцентровка насоса и электродвигателя Прогиб вала Перезатянуто торцевое уплотнение Деформация корпуса насоса из-за дополнительных напряжений от всасывающего и напорного патрубков Повышенные механические потери
Напор и мощность выше, КПД без изменений	Увеличенный наружный диаметр рабочего колеса Скорость вращения выше номинальной
Напорная характеристика более полога, величина максимального КПД смещается в сторону больших подач	Увеличенная площадь спирального отвода
Напорная характеристика более крутая, величина максимального КПД смещается в сторону меньших подач	Площади спирального отвода уменьшены по сравнению с расчетными
Кривая напора «срывается» раньше	Большие гидравлические потери во входной улитке насоса, например, из-за выступа на стыке крышки насоса с основанием Недостаточный подпор на входе в насос
Допустимый кавитационный запас выше паспортного	Износ входных кромок лопаток рабочего колеса Чрезмерный износ щелевых уплотнений рабочего колеса

В случае значительного отличия базовых значений
характеристик от паспортных необходимо производить доводку насосного агрегата согласно вышеприведенной таблице с последующим
повторным определением новой базовой характеристики и сравнением ее с
паспортной.

Основным критерием удовлетворительной работы торцовых
уплотнений является величина утечек, замеряемая объемным способом, которая
должна быть не более 0,3∙10^-3 м³/ч (0,3 л/ч).

Допускается кратковременное, в течение 24 ч
работы насоса, увеличение утечек до 0,7 л/мин.

Контроль работоспособности торцовых уплотнений насоса
может осуществляется также измерением температуры торцового уплотнения с
помощью термодатчика и температуры нефти в насосе на входе в камеру торцовых
уплотнении (Приложение В).

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

Причины отличия текущих характеристик насосных агрегатов
от базовых те же, что и базовых от заводских паспортных, за исключением причин,
связанных с литьем и механической обработкой проточной части насоса (таблица 4.5).

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

Решение о дальнейшей эксплуатации насосного агрегата
или выводе его в ремонт принимается с учетом результатов диагностирования.

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

Измеряемые параметры и средства измерения:

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

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

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

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

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

Условия выполнения измерений параметров следующие:

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

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

при переключениях измерительных линий на узлах учета
нефти.

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

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

Параметры измеряются при бескавитационном режиме
работы НА (контролируются при измерении вибрации и по давлению на входе в
насос) и отсутствии перетока нефти через обратный клапан.

При проведении параметрических испытаний выполняется
анализ перекачиваемой нефти с определением плотности и вязкости каждый раз при
смене потока нефти, но не реже одного раза в сутки.

Значения текущих параметров должны быть приведены к
условиям, при которых получены базовые характеристики согласно ГОСТ 6134-87 [2].

Для насосов типа НМ с постоянной частотой вращения
ротора влияние вязкости перекачиваемой нефти на напорную характеристику
необходимо учитывать при вязкости более 1,0∙10^-4 м²/с
для насосов с подачей 1250 — 2500 м³/ч, вязкости более 2∙10^-4м²/с — для остальных насосов. Влияние вязкости на
энергетическую характеристику (η — Q) необходимо
учитывать при вязкости более 0,6 ∙ 10^-4 м²/с.

Оценку текущих параметров: подачи, мощности, напора и
КПД необходимо производить по среднеарифметическому значению 3-х замеров (не
менее).

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

Более подробно оценка текущих параметров и построение
характеристик насосных агрегатов изложены в [1].

4.3. Выполнение
регламентных работ

4.3.1. Если в паспортах, ТУ, инструкциях и других
нормативных документах на насосные агрегаты регламентированы другие работы с
объемом и периодичностью, отличными от изложенных, то они являются обязательным
дополнением к приведенным в настоящем РД работам и могут выполнятся как при
работающих насосах, так и при регламентных остановках.

Перед регламентной остановкой осуществляется
диагностический контроль насоса в объеме планового.

Если регламентная остановка насоса связана с
проведением дефектоскопии вала, то выполняемый объем работ приравнивается к
среднему ремонту.

Регламентная остановка также производится для замены
рабочих колес насоса на другие типоразмеры, если это предусматривается
технологическими режимами работы нефтепровода.

Регламентные остановки совмещаются по возможности с
ремонтами насосов, техническим обслуживанием или плановым диагностическим
контролем.

4.3.2. Особенности организации эксплуатации и технологии дефектроскопии
валов насосов

4.3.2.1. Валы насосов должны иметь паспорт (формуляр)
и сертификат завода-изготовителя и пройти обязательный входной, а в процессе
ремонта насоса — дефектоскопический контроль.

4.3.2.2. Работоспособность валов необходимо
контролировать при эксплуатации путем измерения и анализа вибрации на
подшипниковых опорах при рабочих режимах насосного агрегата, а также на
«выбеге» с помощью приборов амплитудно-частотного или фазо-частотного
методов анализа.

4.3.2.3. Каждое АО МН должно иметь службу
дефектоскопии, в составе которой должны быть лица, обученные проведению
дефектоскопии валов и имеющие свидетельства на право проведения дефектоскопии.

Служба должна быть оснащена, как минимум, средствами
ультразвукового и вихретокового контроля валов, а также средствами визуального
контроля.

Для проведения визуального контроля рекомендуется
применять оптические приборы с десятикратным увеличением (лупы ЛП1, ЛАЗ, ЛА114,
ЛПШ474 и др.).

Рекомендуемые средства контроля валов вихретоковым
методом:

вихретоковый дефектоскоп типа ВД-87НСт или аналогичные
ему;

вихретоковый преобразователь типа ПН-15ТД или
аналогичные ему;

преобразователь типа ПН-15А для контроля конических и
цилиндрических поверхностей;

преобразователь типа ПН-15Б для контроля конических и
цилиндрических поверхностей в галтелях и проточках;

преобразователь типа ПН-15В для контроля резьбовых
поверхностей;

образец контрольный (настроечный) с элементами вала
для проверки работоспособности дефектоскопа.

Рекомендуемые средства контроля ультразвуковым
методом:

дефектоскопы типа УД2-12 (ТУ 25-7761.001-86); УД-10УА;
УД-10П; ДУК-66М или аналогичные им зарубежные типа ЕРОСН II В,
ЕРОСН III, М-300, М-101; или отечественного производства
(УД-25Р, ИД-100Б) при условии доработки технологии ультразвукового метода
контроля с учетом особенностей этих приборов;

пьезоэлектрические преобразователи совмещенного типа
рабочей частоты 2,5 МГц: прямые (П111-2,5 или П112-2,5 из комплекта
дефектоскопа УД2-12);

наклонные НК001.02.00.00.000, НК001.02.00.00.000-01,
НК001.02.00.00.000-02, НК001.02.00.00.000-03), обеспечивающие соответственно
ввод поверхностных волн, а также ввод ультразвуковых колебаний в тело вала под
углами 65°, 50°, 40°;

раздельно-совмещенные из комплекта дефектоскопа
УД2-12.

Рекомендуемые средства контроля магнитопорошковым методом:

дефектоскопы типа ПМД-70 (ТУ 25.06.1604-79), МД-50П
(ТУ 25-06.1700-75) или аналогичные им отечественные и зарубежные.

При использовании люминесцентных магнитных порошков и
паст применяются облучатели ультрафиолетовые типа КД-31Л (ТУ 25-06.1719-75),
КД-33Л (ТУ 25-06.1887-79) и др.

Магнитный порошок может наноситься двумя способами:
сухим или мокрым. В первом случае для обнаружения дефектов применяют сухой
магнитный порошок, во втором — магнитную суспензию (взвесь магнитного порошка в
дисперсной среде).

Для контроля можно использовать черный магнитный
порошок (ТУ 6-14-1009-79), выпускаемый Кемеровским анилинокрасочным заводом;
черную ЧВ-1 или красную КВ-1 водные пасты (ТУ 6-09-4823-80), выпускаемые
опытным производством ВНИИ реактивэлектрон; люминесцентный магнитный порошок
«Люмагпор-1» (ТУ 6-14-295-77) и люминесцентные магнитные пасты МЛ-1, МЛ-2,
выпускаемые НПО «Краситель» (г. Рубежное Луганской области), другие порошки и
пасты, аналогичные указанным.

4.3.2.4. Дефектоскопия валов магистральных насосов
осуществляется согласно РД 153-39ТН-010-96 [3].

4.3.2.5. Для определения наработки вала, указанной в
РД, на предприятиях должен быть организован учет суммарной наработки вала с
начала его эксплуатации и после проведения последнего дефектоскопического
контроля, результатов входного и последующих дефектоскопических обследований
вала, средней величины передаваемой мощности в период между техническими
осмотрами и ремонтами насосного агрегата (или в период между работами по
дефектоскопии вала), числа пусков насосного агрегата. Указанные сведения должны
быть отражены в паспорте или формуляре вала.

4.3.2.6. После обнаружения явлений фреттинга,
проявляемых, как правило, на поверхностях шпоночного паза, это место вала
должно быть покрыто твердой смазкой.

В случае увеличения размера шпоночного паза в
соответствии со следующим типоразмером шпонки (например, при устранении
допускаемых трещин или ослаблении посадки), а также при необходимости
фрезерования второго шпоночного паза должен быть выполнен расчет на прочность с
учетом фактического передаваемого крутящего момента и отработанного времени.

При фрезеровании паза обеспечить радиус перехода между
боковой стенкой и дном паза не менее одного миллиметра.

Соответствующий радиус должен быть у шпонки.

Недопустима установка заглушек в старые пазы, так как
при этом возникают постоянные растягивающие напряжения, способствующие
усталостному разрушению.

Отремонтированный вал подвергается повторному
дефектоскопическому контролю.

4.3.2.7. При закупке АО МН отечественных и зарубежных
средств контроля и дефектоскопии валов приобретаемое средство обязательно
должно иметь сертификат Госстандарта России. В случае отсутствия сертификата
при заключении контракта (договора) на постановку должна быть предусмотрена
сертификация покупаемых средств контроля, производство которой возможно и на
базе поставляющей фирмы (для импортных средств).

4.3.2.8. Изготовление, метрологическая аттестация и
использование контрольных образцов для настройки дефектоскопов осуществляется в
соответствии с документацией ИПТЭР.

4.3.2.9. Обучение и аттестация персонала служб
дефектоскопии АО МН должны проводиться согласно правилам аттестации
специалистов неразрушающего контроля, утвержденным Госгортехнадзором» России 18
августа 1992 г., и другим нормативным актам по неразрушающему контролю.

4.4.
Типовой объем работ по техническому обслуживанию

4.4.1. Техническое обслуживание (ТО) насосов
осуществляется эксплуатационно-ремонтным персоналом НПС.

4.4.2. Для магистральных и
подпорных насосов проводятся проверки:
состояния фланцевых и резьбовых соединений, затяжки фундаментальных болтов;
уровня масла в маслобаках, герметичности маслопроводов и вспомогательных
трубопроводов; герметичности торцовых уплотнений ротора насоса; затяжки
болтовых соединений зубчатой или пластинчатой упругой муфт; равномерности
зазора по окружности между втулкой и диафрагмой беспромвального узла, наличия
всех болтов и их затяжки; герметичности уплотнения в разделительной стенке между
отделениями насосов и электродвигателей (через каждые шесть месяцев).

Кроме того, для подпорных насосов производятся:

дополнение консистентной смазки Литол 24 в
опорно-упорные подшипники насосов НПВ 1250-60 и НПВ 2500-80;

проверка по маслоуказателю уровня турбинного масла в
НПВ 3600-90 и НПВ 5000-120 и восстановление уровня при необходимости;

замена смазки для насосов НПВ 1250-60 и НПВ 2500-80
через каждые 900±50 часов работы, для насосов НПВ 3600-90 и НПВ 5000-120 —
через каждые 3000±300 часов;

осмотр резиновых колец втулочно-пальцевой муфты через
каждые 7000 часов работы;

полная замена масла в корпусе упорного подшипника,
смазки радиального подшипника промежуточного вала и зубчатой муфты насоса
Вортингтон 26 QLCM/2 через каждые 5000 часов работы.

Устранение обнаруженных неисправностей и дефектов,
осуществляется при отключенном агрегате или обесточивании энергоснабжения
насосов системы с соблюдением требований ПТЭ и ПТБ.

Если насосный агрегат находится в состоянии резерва
более месяца, то с целью проверки его работоспособности производится
кратковременное включение его в работу один раз в месяц и прокрутка ротора не
реже 1 раза в 15 дней с поворотом на 180° для предотвращения прогиба вала
насоса.

4.4.3. Для насосов вспомогательных систем
осуществляются:

проверка состояния фундаментных болтов, муфты
соединения насоса с электроприводом;

набивка или замена сальника насоса, смазка
подшипников;

подтяжка фланцевых соединений насоса;

проверка герметичности запорной арматуры,
трубопроводов, плавности открытия в закрытия задвижек и вентилей;

устранение подтеков и неплотностей маслопроводов,
трубопроводов утечки нефти и опорожнения насоса.

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

4.5. Типовой объем работ
при текущем ремонте

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

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

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

4.6. Типовой объем работ
при среднем ремонте

4.6.1. При среднем ремонте магистральных и подпорных
насосов производятся все операции текущего ремонта, а также: опорожнение от
нефти, вскрытие и разборка насоса; очистка, промывка и визуальный осмотр узлов
и деталей; проверка состояния надежности крепления и стопорения втулок вала,
радиально-упорных подшипников (если вал не меняется); проверка степени износа
импеллерных втулок; контроль размеров и технического состояния посадочных и
резьбовых поверхностей вала, лопаток и дисков рабочего колеса, при
необходимости ремонт или замена; измерение радиальных зазоров в щелевых
уплотнениях рабочего колеса и, в случае превышения нормативных значений,
указанных в Приложении Г, замена уплотнительного кольца или
восстановление размеров элементов щелевого уплотнения; дефектоскопия вала (если
срок ее проведения совпадает с временем выполнения среднего ремонта) согласно
РД 153-39ТН-010-96 [3]; замена паронитовых прокладок между крышкой
и корпусом насосов.

4.6.2. В зависимости от технического состояния узлов и
деталей насоса производятся: замена (или ремонт) ротора; устанавливаемый ротор
должен быть динамически отбалансирован; ремонт (восстановление) или замена
уплотняющих втулок, колец импеллерных втулок; замена (или ремонт) подшипников
скольжения, пришабровка новых вкладышей по валу с проверкой прилегания
вкладышей к корпусу подшипника; замена шарикоподшипников; восстановление
антикоррозионных покрытий и окраски; разборка, ремонт, сборка воздушной камеры
беспромвального узла и установка зазоров между втулкой и диафрагмой
беспромвального узла; проверка избыточного давления в воздушной камере вала (не
менее 20 мм вод. ст.); сборка, центровка, опробование под нагрузкой, измерение
и анализ рабочих режимов.

Все резиновые уплотнительные кольца подлежат замене на
новые.

4.6.3. Для вертикальных подпорных насосов, кроме того,
производятся: проверка отсутствия течи из стакана, из-под крышки и из картера;
замена импеллера, всех прокладок и крепежных деталей со смятой или сорванной
резьбой более двух ниток; проверка состояния шнеков, рабочего колеса уплотнительных
колец и узла торцового уплотнения; ремонт торцового уплотнения с заметой пар
трения и уплотняющих колец.

Полная разборка, составление дефектной ведомости и
восстановление деталей ротора производятся на БПО. После сборки новых или
восстановленных деталей осуществляется динамическая балансировка ротора.

4.7. Типовой объем работ
при капитальном ремонте

При капитальном ремонте осуществляются все операции
среднего ремонта, а также: демонтаж насосов; проверка состояния корпусов,
патрубков насоса, состояния стакана насосов типа НПВ и Вортингтон и, при
необходимости, их ремонт, заварка обнаруженных дефектов стальных корпусов и
деталей насосов, нанесение вновь антикоррозионного и декоративного покрытия, покраска
насосов; испытания на герметичность и прочность заваренных стальных корпусов.

При обнаружении поверхностных трещин или
негерметичности проводят дефектоскопию деталей.

Чугунные детали с обнаруженными трещинами заменяются
на новые.

Демонтаж подлежащего капитальному ремонту и монтаж
нового или заранее отремонтированного насоса осуществляется персоналом выездной
ремонтной бригады или специализированными пуско-наладочными организациями, при
этом проводятся: дефектация и ремонт фундамента с заменой анкерных болтов (при
необходимости) установка и монтаж насоса; гидравлические испытания насосов при
давлении Р_исп. = 1,5∙Р_раб; центровка агрегата,
опробование под нагрузкой в течение 72 ч (при работе на нефтепроводе) и
повторная проверка центровки; измерение и анализ рабочих параметров.

Для насосов вспомогательных систем производятся
демонтаж подлежащего капитальному ремонту
насоса и доставка его на БПО, монтаж нового или заранее отремонтированного
насоса, центровка и опробование его под нагрузкой.

4.8. Нормативы
технического обслуживания и ремонта

4.8.1. Периоды времени между плановыми
диагностическими контролями определяются для каждого насоса с учетом прогнозных
оценок предыдущего диагностического контроля, срока службы и показателей
надежности данного насоса в соответствии с п. 3.3.24 настоящего
Руководства.

До получения расчетных значений периодичность
диагностических контролей насосов рекомендуется определять по таблице 4.6 с
учетом данных оперативного диагностического контроля.

При эксплуатации насосов, ресурс которых приближается
к предельному сроку службы, значения периодичностей, приведенные в таблице 4.6,
уточняются в соответствии с п. 3.3.24.

В случае принятия решения для какого-либо типа насоса
о выполнении восстановительных работ через заранее определенные интервалы
времени ТО, Т, С и К ремонты выполняются в плановом порядке, с учетом
периодичностей, указанных в таблице 4.6.

4.8.2. Нормы трудоемкости ремонтов, технического
обслуживания, диагностических контролей определены типовым объемом работ и
типоразмерами насосов (таблица 4.7).

Нормы трудоемкости ремонтов не предусматривают
трудовых затрат на восстановление деталей и узлов насоса.

4.8.3. Для выполнения капитального, среднего, текущего
ремонтов и ТО магистральных, подпорных насосов и насосов собственных нужд
предусматриваются нормы запаса комплектующих изделий и запасных частей, которые
устанавливаются на НПС совместно с руководством БПО по показателям надежности,
результатам анализа ремонтных работ на однотипном оборудовании за
предшествующие два года и предполагаемому объему работ на планируемый период с
учетом условий эксплуатации и числа установленных агрегатов.

Таблица 4.6 Периодичность технического обслуживания, ремонта и
планового диагностического контроля магистральных, подпорных и вспомогательных
насосов

Тип насоса	Периодичность, ч
ТО	Т	С	К	Плановый диагностический контроль
НМ 500-300; НМ 710-280	700-800	3500-4200	7000-8400	28000	1750-2100
НМ 1250-260-НМ 10000-210	700-800	4200-6000	8400-12000	36000	2100-3000
16НД-10х1-24НД-14х1	700-800	3500-4200	7000-8400	28000-36000	1750-2100
14Н-12х2	700-800	3500-4200	7000-8400	28000	1750-2100
НМП 1250-60-НМП 5000-115	700-800	4200-6000	8400-12000	36000	2100-3000
НПВ 1250-60-НПВ 5000-120	300-350	4500-5000	9000-10000	18000-20000	1800
Вортингтон 26QLCM/2	300-350	4500-5000	—	24000	1800
12 НДСН-2ОНДСН	700-800	3500-4200	7000-8400	28000	1750-2100
ЦНС	700-800	4200-6000	8400-10000	36000	2100-3000
ЭЦВ	—	3500-4200	—	25200	1750-2100
12НА-9х4	700-800	3500-4200	—	25200	1750-2100
4К-6; 4К-8; 4К-12	700-800	3500-4200	—	25200	1750-2100
2К-20/30; 3К-45/30	700-800	3500-4200	—	25200	1750-2100
НВ 50/50 (АХП 45/31-А-1-II)	700-800	3500-4200	—	25200	1750-2100
ФГ-81/31	700-800	3500-4200	—	25200	1750-2100
НШ-40-6-18/4	700-800	4200	—	25200	700
Ш5-25М; Ш-40-6 (РЗ-30 «И»)	700-800	4200	—	25200	700
НОУ 50-350	700-800	4200-6000	8400-10000	36000	2100-3000
Примечания: 1. Периодичность технического обслуживания указана для всех операций, кроме оговоренных в п. 4.4.2. 2. Ревизия подшипника качения насосов типа НПО производится через 900 ч.

Таблица 4.7. Нормы трудоемкости технического обслуживания и ремонта
магистральных, подпорных и вспомогательных насосов

Тип насоса	Трудоемкость, чел.-ч
ТО	Т	С	К
без замены ротора	с заменой ротора
ИМ 500-300, НМ 710-280	4	38	40	85	120
НМ 1250-260	4	38	47	110	148
НМ 2500-230	4	38	47	92	130
НМ 3600-230	4	38	47	110	148
НМ 5000-210	6	44	58	116	160
НМ 7000-210	6	44	58	116	160
НМ 10000-210	8	49	70	155	210
6Н-10х4	4	38	46	90	128
10Н-8х4	5	40	50	98	138
14Н-12х2	5	40	50	98	138
8НД-6х3	5	40	50	98	138
8НД-9х2	5	38	50	98	138
8НД-10х5	4	38	47	88	126
10НД-10х5	4	38	47	88	126
16НД-10х1	4	38	47	92	130
20НД-Ш1	4	38	47	92	130
24НД-14х1	6	38	48	116	154
НПВ 1250-60	4	44	100	116	160
НПВ 2500-80	6	48	ПО	124	172
НПВ 3600-90	6	48	120	140	188
НПВ 5000-120	8	50	120	140	190
НМП 2500-74	4	36	47	92	128
НМП 3600-78	4	36	47	92	128
НМП 5000-115	6	38	60	116	154
Вортингтон 26QLCM/2	8	50	120	140	190
24 DVS-D	6	44	58	116	160
18 DVS-F	4	36	47	92	128
12НДСН-20НДСН	4-8	38	47	88-94	120
ЦНС 60-330	4	28	18	64	—
ЭЦВ	4	18	13	60	—
12НА-9х4	4	24	9	36	—
4К-6; 4К-8; 4К-12; 8К-12	3-4	12	27	48	—
2К-20/30; 3К-45/30	3-4	12	20	36	—
НВ 50/50 (АХП 45/31-А-1-II)	4	12	24	42	—
НШ-40-6-18/4	2-4	16	8	39	—
Ш5-25М; Ш40-6 (РЗ-30 «И»);	4	28	18	64	—
НОУ 50-350; НВН 50-350

Нормы расхода на ремонт и резерва запасных частей
насосов, необходимых для бесперебойной работы насосов в течение года,
представлены в таблице 4.8. При этом учтено, что запасные части
необходимые для среднего и капитального ремонтов хранятся на БПО, для ТО и
текущего ремонта — на НПС.

Резерв комплектующих изделий должен быть неснижаемым,
т.е. пополняться по мере расходования.

Складской резерв насосов в обменном фонде — один насос
на десять однотипных эксплуатируемых единиц, для РНУ — один насос на один
типоразмер.

Таблица 4.8 Нормы расхода на ремонт и резерва запасных частей насосов

Наименование запасных частей	Нормы расхода на ремонт	Нормы резерва
10 единиц однотипного оборудования для БПО	на один типоразмер для НПС, состоящей из 4 НА	на 10 единиц однотипного оборудования для БПО	на один типоразмер для НПС, состоящей из 4 НА
Магистральные и подпорные насосы
Ротор насоса, шт.	2	1	1	1
Вал насоса, шт.	2	—	2	—
Зубчатая муфта, шт.	2	1	3	1
Рабочее колесо, шт.	2	—	2	—
Подшипники скольжения, комплект	6	1	5	1
Вкладыши, комплект	6	—	6	—
Подшипники качения, комплект	6	2	34	2
Торцовые уплотнения, комплект	10	2	10	2
Поджимные втулки, шт.	8	—	8	—
Неподвижные втулки, шт.	8	—	8	—
Резиновые кольца, шт.	20	—	20	—
Уплотнительные кольца вала и рабочего колеса, шт.	8	—	6	—
Насосы вспомогательных систем
Вал насоса	1	—	2	1
Подшипниковые щиты, комплект	1	1	2	1
Подшипники качения, комплект	2	1	4	2
Рабочее колесо, шт.	2	—	2	1
Уплотняющие втулки, комплект	4	2	5	2
Сальниковые уплотнения, комплект	—	10	18	9
Прокладки уплотнительные, комплект	—	10	18	9
Соединительные муфты, шт.	—	3	7	5
Ротор насоса, шт.	—	1	1	1

5. ТЕХНИЧЕСКОЕ
ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ЗАПОРНОЙ АРМАТУРЫ ОБЪЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

5.1.
Номенклатура оборудования

Нормативы по техническому обслуживанию и ремонту
представлены для запорной арматуры условным диаметром до 1200 мм.

5.2. Контроль
работоспособности арматуры

5.2.1. Вся вновь устанавливаемая отечественная и
импортная арматура должна иметь сертификат соответствия, удостоверяющий
соответствие запорной арматуры требованиям Государственных стандартов и
нормативных документов России:

РНУ (АО) должно осуществлять учет срока службы,
наработка и количества циклов включения арматуры.

Технологический режим работы запорной арматуры с
указанием диапазона перепада давления (до и после арматуры), максимального
рабочего давления, обязательности местного и дистанционного управления
устанавливается на основании проектной документации, утверждается главным
инженером РНУ и доводится до сведения эксплуатационно-ремонтного персонала.

При аварийных ситуациях на НПС запорная арматура может
эксплуатироваться непродолжительное время в режиме дросселирования с частично
открытым запорным органом, в соответствии с инструкциями по эксплуатации.

5.2.2. Арматура считается работоспособной, если:

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

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

обеспечивается герметичность сальниковых уплотнений и
фланцевых соединений арматуры по отношению к внешней среде;

обеспечивается герметичность затвора арматуры в
соответствии с паспортом на запорную арматуру;

обеспечивается плавное перемещение всех подвижных
частей арматуры без рывков и заеданий;

электропривод обеспечивает плавное перемещение
затвора, открытие и закрытие в течение времени, указанного в паспорте;

обеспечивается отключение электропривода при
достижении затвором крайних положений и при превышении крутящего момента
допустимого значения на бугельном узле.

При невыполнении любого из этих условий арматура
считается неработоспособной и выводится из эксплуатации.

Работоспособность арматуры характеризуется также
показателями надежности. К показателям надежности относятся: назначенный срок
службы арматуры, назначенный ресурс — в циклах «открыто-закрыто», назначенный
срок службы до ремонта, вероятность безотказной
работы в течение назначенного ресурса.

5.2.3. Неработоспособность арматуры определяется
критериями отказов и предельных состояний.

Критериями отказов являются:

потеря герметичности по отношению к внешней среде;

пропуск среды в затворе сверх допустимого;

отсутствие рабочих перемещений запорного органа
(заклинивание подвижных частей) при открытии и закрытии арматуры;

увеличение времени срабатывания сверх допустимого;

выход из строя электропривода.

Критериями предельных состояний являются:

разрушение или потеря плотности основного материала и
сварных швов;

изменение геометрических размеров сопряженных деталей
(вследствие износа или коррозионного разрушения).

При достижении назначенного срока службы запорная
арматура подвергается переосвидетельствованию с целью определения ее
технического состояния и возможности продления сроков эксплуатации.

Показатели надежности, критерии отказов и предельных
состояний указываются в паспортах на арматуру.

5.2.4. Контроль работоспособности и технического
состояния арматуры осуществляется внешним осмотром, диагностированием и
испытаниями.

5.2.4.1. При внешнем осмотре проверяются:

состояние и плотность материалов и сварных швов арматуры;

плавность перемещения всех подвижных частей арматуры и
электропривода;

исправность электропривода и электрооборудования;

герметичность арматуры по отношению к внешней среде, в
том числе:

герметичность прокладочных уплотнений;

герметичность сальникового уплотнения.

В работоспособном состоянии запорной арматуры пропуск
среды через сальниковое и прокладочное
уплотнения не допускается.

5.2.4.2. Техническое состояние
задвижка в процессе эксплуатации может определяться диагностическим контролем.
Для определения технического состояния корпуса и сварных швов задвижки
применяются акустико-эмиссионный (АЭ), ультразвуковой (УЗК) и другие методы
неразрушающего контроля.

Проведение диагностического контроля задвижки
совмещают по срокам с капитальным ремонтом (таблица 5.4), а также осуществляют при
выявлении чрезмерных напряжений на патрубках или при возникновении отказов в
работе задвижки по критериям предельных состояний. При диагностировании
применяются приборы и АЭ датчики фирмы Брюль и Къер и приборы ультразвукового
контроля типа УД2-12 или дефектоскопы типа USK-7
производства ФРГ и им подобные.

Диагностический контроль и заключение по его
результатам осуществляют специализированные организации, имеющие разрешение
Госгортехнадзора России, или специалисты РНУ при наличии разработанной и
утвержденной методики диагностического контроля.

Контроль герметичности затвора арматуры в процессе
эксплуатации может осуществляться акустико-эмиссионными течеискателями типа
АЭТ-1МС.

5.2.4.3. После капитального ремонта арматура
подвергается испытаниям на прочность и плотность материалов и сварных швов,
герметичность по отношению к внешней среде, герметичности затвора и
работоспособность в соответствии с требованиями ГОСТ
5762-74Е [4] и нормативно-технической документации на
капитальный ремонт запорной арматуры.

Испытание на прочность и плотность материала задвижки
в сборе проводится при открытом затворе и заглушенных патрубках, давлением Р_пр.(Р_пр. = 1,5∙Р_N где Р_N — давление
номинальное). Испытания на прочность и плотность проводятся при постоянном
давлении в течение времени, необходимого для осмотра задвижки. Пропуск среды и
потение сквозь металл и сварные швы не допускаются.

Испытание арматуры на герметичность по отношению к
внешней среде проводится давлением 1,1Р_N в
течение времени, необходимого для осмотра уплотнения и соединении. Проверяется
герметичность верхнего уплотнения крышка-шпиндель при ослабленных креплениях
сальникового уплотнения и полностью поднятом шпинделе задвижки. Проверяется
герметичность сальникового уплотнения и прокладки между крышкой и корпусом. Протечки
среды не допускаются. Метод контроля визуальный.

Испытание арматуры на герметичность затвора проводится
в соответствии с таблицей 5.1 и требованиями ГОСТ
9544-93 [5].

Таблица 5.1 Испытание затвора на герметичность

Номинальный размер (условный проход) Д_N, мм	Номинальное давление P_N, МПа (кгс/мс²)	Параметры испытания затвора на герметичность
Д_N ≤ 80	P_N ≥ 0,1 (1)	вода — давлением 1,1P_N или воздух — давлением 0,6 МПа ± 0,05 МПа
Д_N ≥ 100	P_N ≤ 5,0 (50)
Д_N ≤ 200	P_N ≥ 6,3 (63)	вода — давлением 1,1P_N
Д_N ≥ 250	P_N ≥ 0,1 (1)

Испытания на герметичность затвора проводятся после
закрытия запорного органа способом, предусмотренным в технических условиях на
конкретный вид арматуры.

Минимальная продолжительность испытания на
герметичность затвора приведена в таблице 5.2.

Максимально допустимые значения протечек в затворе по
классам герметичности указаны в таблице 5.3.

Испытание на работоспособность арматуры осуществляется
включением электропривода на три полных цикла «открыто-закрыто».

Подвижные детали должны перемещаться без рывков,
заеданий и заклиниваний. Проверяется ручное управление задвижки вращением
штурвала в обе стороны.

Таблица 5.2 Минимальная продолжительность испытаний на герметичность
затвора

Номинальный размер Д_м, мм	Минимальная продолжительность испытаний, с
уплотнение металл по металлу	неметаллическое уплотнение
Д_N ≤ 50	15	15
50 ≤ Д_N ≤ 200	30	15
250 ≤ Д_N ≤ 400	60	30
Д_N ≤ 500	120	60

Таблица 5.3 Максимально допустимые протечки в затворе при различных
испытательных средах

Испытательная среда	Класс герметичности
А	В	С	D
Величина протечек при испытании водой (см³/мин)	Нет видимых протечек	0,0006∙Д_N	0,0018∙Д_N	0,006∙Д_N
Величина истечения при испытании воздухом (см³/мин)	Истечение отсутствует	0,018∙Д_N	0,18∙Д_N	1,8∙Д_N
Примечания 1. При определении протечек номинальный диаметр Д_N принимается в миллиметрах. 2. Значения протечек соответствуют случаю истечения в атмосферу. 3. Класс герметичности для запорной арматуры указан в ТУ и паспорте на конкретный вид арматуры. 4. Испытательная среда выбирается в зависимости от назначения арматуры в соответствии с требованиями [5]. 5. Температура испытательной среды — от 5 до 40 °С. 6. Погрешность измерений протечек не должна превышать: ± 0,01 см³/мин — для протечек 0,1 см³/мин; ± 0,5 % — для протечек > 0,1 см³/мин. 7. Сбор протечек осуществляется шприцем, измерение величины протечек — мензуркой ГОСТ 1770-74Е [6] с ценой деления 0,1 см³.

В закрытом состоянии задвижка подвергается перепаду
давления, величина которого устанавливается согласно инструкции по эксплуатации
завода-изготовителя. А также проверяется плавный ход движения затвора задвижки,
проверяется работа электропривода с дистанционным и местным управлением,
настраиваются путевые выключатели на отключение электродвигателя при достижении
запорным органом арматуры крайних положений, настраиваются моментные
выключатели на отключение электродвигателя при достижении электроприбором арматуры
предельного значению крутящего момента при заедании запорного органа или
подвижных частей арматуры. При этом контролируются время действия и величина
тока электропривода, которые должны находиться в пределах номинальных значений.

При нормальной работе запорно-регулирующего органа
крутящий момент М_кр. не должен отклоняться от номинального более чем
на 10 %.

Определение значения М_кр.осуществляется
измерением величины тока электропривода. Номинальному значению М_кр.соответствует
номинальное значение силы тока электродвигателя.

Изменение силы тока электропривода от номинального
значения, свидетельствует о неисправности электропривода или элементов
задвижки, приводящих затвор в движение.

Превышение силы тока свидетельствует о неисправности
запорно-регулирующего органа (заклинивание затвора, излом подвижных частей
задвижки, заклинивание деталей редуктора и электропривода и т.д.).

Уменьшение силы тока свидетельствует о неисправности
электродвигателя или системы электроснабжения и коммутации.

Изменение силы тока на 10 % от номинального считается
критическим.

5.2.4.4. На действующих
магистральных нефтепроводах арматура также подвергается испытаниям на прочность
и плотность материалов и сварных швов, герметичность по отношению к внешней
среде, герметичность затвора и работоспособность. Проведение испытания арматуры
совмещается по срокам с испытанием нефтепроводов или осуществляется после
выполнения капитального ремонта нефтепроводов.

Режим испытания и испытательные давления
устанавливаются в зависимости от срока и параметров эксплуатации нефтепроводов
согласно нормативным документам, регламентирующим проведение испытаний на
действующих нефтепроводах.

5.3. Типовой объем работ
по техническому обслуживанию

В объеме технического обслуживания производятся
следующие работы:

мелкий ремонт арматуры, не требующий специальной
остановки магистральных насосов (чистка наружных поверхностей, обслуживаемых
площадок, устранение подтеков масла и т.д.);

визуальная проверка состояния всех частей запорной
арматуры, включая электропривод, наличия смазки в подшипниках и редукторе, ее
пополнение;

проверка состояния и крепления клемм электродвигателя,
проверка защиты электродвигателя от перегрузок и перекоса фаз;

проверка срабатывания конечных выключателей, их
ревизия;

проверка срабатывания муфты ограничения крутящего
момента;

проверка герметичности сальникового уплотнения и
фланцевых соединений.

Операция по ремонту сальниковых уплотнений выполняется
согласно инструкции по эксплуатации завода-изготовителя.

Для обеспечения герметичности разъемного соединения
два раза в год (весной и осенью) производится обтягивание фланцевых соединений,
обтяжка болтов и гаек осуществляется крест-накрест, без перекосов, при
обнаружении течи во фланцевом соединении производится равномерная обтяжка
болтов и гаек; если умеренная обтяжка фланцев не дает положительных результатов
и утечка продолжается, производится замена прокладки согласно инструкции по
эксплуатации завода-изготовителя.

В объеме технического обслуживания обратного клапана
производятся следующие работы:

проверка герметичности уплотнений, устранение
обнаруженных утечек;

проверка работоспособности демпфирующих устройств
(амортизаторов) и их восстановление.

5.4. Типовой объем работ
при текущем ремонте

При текущем ремонте производятся все операции
технического обслуживания, а также:

для клиновых или шиберных задвижек — удаление воздуха
из задвижки; подготовка необходимых ремонтных приспособлений, транспортных и
подъемных механизмов; снятие редуктора с электроприводом, разборка редуктора и
электропривода, очистка и промывка деталей, дефектация, замена изношенных
деталей, смазка редуктора и механической части электропривода, их сборка;
проверка и подтяжка контактных соединений электропривода, восстановление
изоляции выходных концов проводов, проверка состояния уплотнителей взрывозащиты
шарикоподшипников электродвигателя, правильности посадки крыльчатки вентилятора
электродвигателя, замена дефектных деталей электродвигателей; проверка
состояния подшипникового узла штока задвижки после его фиксации, определение
степени износа резьбовой втулки штока (в случае чрезмерного износа ее —
замена); устранение следов коррозии штока, задиров; замена сальников, нажимной
втулки, при необходимости; прогонка шпинделя по гайке на всю рабочую длину;
подтяжка шпилек разъема корпуса, полная сборка и установка электропривода на
задвижку; регулировка конечных выключателей не открытие и закрытие, муфты ограничения
крутящего момента на отключение по допустимым значениям.

Текущий ремонт запорной арматуры осуществляется без ее
демонтажа.

5.5. Типовой объем работ
при капитальном ремонте

При капитальном ремонте производятся все операции
текущего ремонта, а также:

полная разборка и дефектация всех деталей и узлов, их
восстановление или замена пришедших в негодность в результате коррозии
чрезмерного механического износа узлов и базовых деталей запорной арматуры;

для обратного клапана — проверка состояния
комплектующих узлов и деталей, очистка и их дефектация, обследование состояния
наружной поверхности и внутренней полости корпуса клапана; при обнаружении
проникающей ржавчины или трещин в корпусе клапан выбраковывается.

Капитальный ремонт задвижек производится БПО или специализированной
организацией по разработанным технологическим картам.

Демонтаж подлежащих капитальному ремонту задвижки,
обратного клапана производится согласно плану производства работ, утвержденному
главным инженером РНУ (АО).

5.6. Нормативы
технического обслуживания и ремонта

Для трубопроводной арматуры НПС межремонтный цикл и
виды ремонта устанавливаются с учетом показателей надежности, срока
эксплуатации и наработки циклов «открыто-закрыто», результатов диагностических
контролей и испытаний (п. 5.2.4.2, п. 5.2.4.4), оценки
технического состояния арматуры при проведении предыдущего ремонта или ТО.

Периодичность технического обслуживания и ремонта
представлена в таблице 5.4.

Нормы трудоемкости технического обслуживания, текущего
ремонта определены типовым объемом работ, видом и типоразмерам арматуры и
приведены в таблице 5.5.

Таблица 5.4. Периодичность технического обслуживания и ремонта арматуры

Наименование оборудования	Периодичность
ТО, мес.	Контроль герметичности затвора, лет/циклов	Т, мес.	К, лет (циклов)
осмотры, чистка, смазка	смена смазки, набивка сальника и т.д.
Задвижки стальные: диаметром 50-350 мм	3	6	2/220	12	10-12 (1450)
диаметром 350-1220 мм на Р_раб. от 1,6-2,5 МПа	1	6	2/250	36	10-12 (1450)
на Р_раб. от 2,5 до 7,5 МПа	1	6	2/220	12	8-10 (1450)
Обратные клапаны	3	6	2/-	—	12
Примечание — Если в паспорте задвижки указаны показатели надежности по сроку службы до ремонта и среднему ресурсу (в циклах), то периодичность проведения ремонта задвижки устанавливается согласно этим показателям.

Таблица 5.5. Нормы трудоемкости технического обслуживания и ремонта
арматуры

Наименование оборудования	Нормы трудоемкости, чел.-ч
ТО	Т
Задвижки стальные диаметром:
50 — 80 мм	0,2	1,2
100 — 150 мм	0,7	1,8
180 — 250 мм	1,0	33
300 — 400 мм	1,3	4,8
500 — 700 мм	2,7	8,3
800 мм	4,0	10,0
1000 мм	5,0	12,0
1200 мм	8,0	16,0
Обратные клапаны диаметром:
50 — 350 мм	0,6
500 — 700 мм	1,4
800 — 1000 мм	2,0

Для выполнения текущего и капитального ремонтов
запорной арматуры устанавливаются нормы расхода запасных частей, для каждого
РНУ устанавливаются нормы резерва арматуры и приспособлений (таблица 5.6).

Таблица 5.6 Нормы расхода запасных частей, резерва арматуры и
приспособлений

Наименование запасных частей, арматуры и приспособлений	Единица измерения	Нормы расхода на 10 единиц однотипного оборудования	Нормы резерва арматуры одного типоразмера для РНУ
для НПС	для БПО
Задвижки стальные диаметром 50-350, 400-1000, 1200 мм, клиновые	шт.			1
Шток	шт.	—	2
Клин	шт.	—	2
Втулки бугельного узла	компл.	2	6
Подшипник бугельного узла	шт.	2	6
Втулка для сальникового уплотнения	шт.	1	4
Задвижки стальные шиберные диаметром до 1200 мм				1
Шибер	шт.	—	2
Седло	шт.	—	6
Кольцо седла	шт.	—	6
Резиновые уплотнительные кольца седла	компл.	—	10
Пружины	компл.	—	2
Шток	шт.	—	2
Втулки бугельного узла	компл.	2	6
Подшипник бугельного узла	шт.	2	6
Втулка для сальникового уплотнения	шт.	1	4
Обратные клапаны диаметром до 1200 мм	шт.	—	—	1
Краны шаровые диаметром 150-800 мм	шт.	—	—	1
Примечание — Запасные части, предназначенные для капитального ремонта, хранятся на БПО, для технического обслуживания и текущего ремонта — на НПС.

6. ТЕХНИЧЕСКОЕ
ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ

6.1.
Номенклатура оборудования

Ремонтные нормативы системы ТОР разработаны для
компрессоров, оборудования систем смазки (маслосистемы) и систем охлаждения
электродвигателей магистральных и подпорных насосных агрегатов, включающих
маслонасосы, маслофильтры, маслобаки, емкости для масла, охладители масла и
воды, водяные насосы, вентиляторы, вспомогательные технологические трубопроводы
с запорной арматурой.

6.2. Техническое
обслуживание и ремонт оборудования систем смазки и охлаждения

6.2.1. Контроль работоспособности оборудования систем
смазки и охлаждения

В объеме оперативного диагностического контроля
проводятся:

для маслосистемы — контроль температуры масла на входе
в подшипники насосных агрегатов, давления в конце масляной линии, уровня масла
в емкостях, отсутствия течи масла в парубках и технологических трубопроводах;

для систем охлаждения электродвигателей — контроль
разности температур между охлаждаемой средой и охладителем; температуры нагрева
частей двигателя; давления воды (воздуха) в коллекторе водонасоса (на входе
радиаторов), отсутствие течи воды в патрубках и технологических трубопроводах;
уровень воды в емкостях.

В объеме планового диагностического контроля
осуществляется контроль качества масла, измеряются вибрация и шум, проверяется
крепление оборудования к фундаментным болтам и искрение в электродвигателях
маслонасосов системы смазки, водяных насосов и вентиляторов системы охлаждения
электродвигателей.

Признаки и возможные причины возникновения неработоспособности
вспомогательных систем приведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1 Признаки неработоспособности вспомогательных систем

Признаки неработоспособности	Приборы и методы контроля	Причины неработоспособности
Маслосистема
Давление в конце масляной линии (перед подшипниками) менее 0,118 МПа (1,2 кгс/см²) 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 масла в маслофильтре более указанного в паспорте	По показаниям манометров	Засорение маслофильтров
Температура масла после маслоохладителя более 55 °С	Термодатчики	Неисправности в агрегатах воздушного (водяного) охлаждения
Температура масла на входе в подшипники насосных агрегатов более 55 °С или указанной в паспорте	Термодатчики	Неисправности в агрегатах воздушного (водяного) охлаждения Недостаточное поступление масла к подшипникам Грязное масло
Наличие воды и механических примесей в масле	По результатам анализа масла	Недостаточно произведена очистка трубопроводов, маслобаков и маслоохладителей
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 охлаждения электродвигателей
Перегрев обмоток статора и ротора при прочих устраненных причинах	Термометр сопротивления	Неисправность в системе охлаждения, например, водяного насоса
Течь воды из трубопроводов	Визуальный. Для определения места течи испытать гидравлическим давлением 5∙10⁵ Па	Негерметичность трубопроводов
Уменьшение разности температур между охлажденной водой и водой перед охладителем; перегрев электродвигателя при прочих устраненных причинах	Термометром сопротивления или др. типа	Засорение трубок водоподачи; трубки промыть слабым (3…5 %) раствором соляной кислоты и прочистить специальными щетками
Давление воды в коллекторе водонасоса менее номинального	По показаниям манометров	Недостаточно воды в емкости Неисправен водонасос Засорение коллектора

По результатам контроля работоспособности оборудование
систем смазки и охлаждения выводится в ремонт (текущий или капитальный).

6.2.3. Типовой объем работ по техническому обслуживанию

В объем работ по ТО входит устранение неисправностей
без вмешательства в работу систем, например, наружный осмотр, очистка наружных
поверхностей от внешних загрязнений, ликвидация течей во фланцевых соединениях,
проверка затяжки соединений» проверка состояния и промывка фильтрующей сетки,
используемой при заливке масла, выпуск воздуха из масляной и водяной камер
маслоохладителя.

6.2.4. Типовой объем работ при текущем ремонте

При текущем ремонте выполняются все операции
техобслуживания, а также:

для маслосистемы — разборка маслонасоса; промывка,
дефектация изношенных деталей и узлов; замена торцовых уплотнений; подтяжка
фланцевых соединений; осмотр и, при необходимости, замена эластичных элементов
соединительной муфты, задвижек и вентилей; слив отработанного масла из емкости;
промывка фильтров; промывка керосином и сушка масляной емкости; при необходимости,
доливка нового масла; проверка срабатывания автоматического включения
резервного насоса (при отключенном работающем);

для маслоохладителей — разборка, чистка и замена
изношенных деталей и узлов; сборка и опрессовка охладителей;

для системы охлаждения электродвигателей — разборка,
промывка и дефектация водяного насоса и его двигателя; замена или набивка
сальников насоса; задвижек и вентилей; ремонт или замена изношенных деталей и
узлов системы охлаждения двигателей, вентиляторов, воздушных охладителей воды.

6.2.5. Типовой объем работ при капитальном ремонте

При капитальном ремонте выполняются все операции
текущего ремонта, а также:

замена маслонасосов или привода на новый или
отремонтированный, при необходимости, замена маслофильтров; промывка подводящих
масляных трубопроводов 15 %-м раствором ортофосфорной кислоты в целях очистки
внутренней полости труб от отложений и коррозии; ремонт или замена изношенных
узлов и деталей; разборка, очистка, дефектация узлов и деталей воздушного
маслоохладителя; опрессовка трубопроводов и агрегатов маслосистемы,
маслоохладителей, обкатка всех элементов системы;

замена, при необходимости, водяного насоса и привода
системы охлаждения электродвигателей на новые или отремонтированные;

замена изношенных деталей задвижек, вентилей;

очистка внутренней полости трубопроводов от отложений
и коррозии;

замена изношенных и подвергшихся коррозии участков
трубопроводов;

окраска и восстановление изоляции наружной поверхности
трубопроводов, задвижек;

опрессовка трубопроводов водяного охлаждения
электродвигателей; обкатка всех элементов системы;

разборка и ремонт оборудования системы воздушного
охлаждения, вентиляторов, покраска вентиляторов, ограждений, обкатка
охладителей;

ремонт и покраска блок-боксов и их коммуникаций.

6.2.6. Нормативы технического обслуживания и ремонта

Периодичность технического обслуживания, ремонта и
диагностических контролей маслосистемы и системы охлаждения электродвигателей
приведена в таблице 6.2.

Таблица 6.2 Периодичность технического обслуживания, ремонта и
диагностического контроля вспомогательных систем

Наименование систем	Периодичность, ч
ТО	Т	К	Плановый диагностический контроль
Маслосистема	700	4200, не реже 1 раза в год	25200, не реже 1 раза в 3 года	700
Система охлаждения электродвигателей	700	4200, не реже 1 раза в год	25200, не реже 1 раза в 3 года	700
Примечание — Не разрешается применять масла марок, не соответствующих указанным в паспорте на маслосистему. Контроль качества масла производится в сроки оговоренные заводом-изготовителем маслоустановок или во время планового диагностического контроля. Масло должно быть заменено свежим при обнаружении любого из следующих признаков: содержание механических примесей свыше 1,5 %; содержание воды свыше 0,25 %; кислотность выше 14 мг КОН на 1 г. масла; температура вспышки по Бренкеру ниже 150 °С; в масле обнаружена нефть.

Нормы трудоемкости технического обслуживания, ремонта
и диагностического контроля вспомогательных систем представлены в таблице 6.3.

Таблица 6.3 Нормы трудоемкости технического обслуживания, ремонта и
диагностического контроля вспомогательных систем

Наименование систем	Трудоемкость, чел.-ч
ТО	Т	К	Диагностический контроль
Маслосистема	2,0	8	24	1,5
Система охлаждения масла	1,5	4	16	1,0
Система охлаждения электродвигателей	3,0	10	28	2,0
Воздушное охлаждение воды	1,5	4	16	1,0

Нормы резерва и расхода запасных частей, комплектующих
изделий для вспомогательных систем планируются в соответствии с таблицами 4.8, 5.6.

6.3. Техническое
обслуживание и ремонт компрессоров

6.3.1. Контроль работоспособности компрессоров

Контроль работоспособности компрессора осуществляется
с целью оценки его технического состояния и сравнения эксплуатационных
параметров с гарантийными характеристиками завода-изготовителя (гарантийные
характеристики компрессора указаны в паспорте завода-изготовителя или
рассчитываются на основе паспортных данных).

К показателям работы компрессора относятся: подача
компрессора (расход воздуха на выходе из компрессора); мощность на муфте
привода; КПД компрессора.

Расход воздуха рекомендуется измерять мерным звуковым
соплом на линии выброса воздуха в атмосферу.

При измерении расхода (подачи) компрессора потребитель
отключается, а воздух сбрасывается через сопло в атмосферу. Мощность на муфте
приводного двигателя, определяется при помощи комплектов К-506, К-505 или им
подобными, а также может рассчитываться по измеренным значениям чисел оборотов
и крутящего момента.

Кроме того, для диагностики технического состояния
компрессора и его элементов ежедневно контролируются следующие параметры:

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

непрерывность поступления в компрессор и холодильник
охлаждающей воды;

температура охлаждающей воды, поступающей и выходящей
из системы охлаждения;

давление и температура масла в системе смазки;

исправность лубрикатора и уровень масла в нем;

уровень вибрации на подшипниковых опорах компрессора и
двигателя.

В случае резкого изменения или выхода за пределы
рабочей зоны контролируемых параметров следует немедленно остановить работу
компрессора, провести его обследование. Признаки и возможные причины
возникновения неработоспособности компрессоров приведены в таблице 6.4.

Таблица 6.4 Признаки неработоспособности компрессоров

Признаки неработоспособности	Причины неработоспособности
Рабочее давление не поднимается или возрастает медленно	Поршневые и промежуточные кольца изношены Воздушный вентиль пропускает Предохранительный клапан пропускает Изношены прокладки Неисправность всасывающего (нагнетательного) клапана Утечки через резьбовые соединения Отсутствует кольцевой вкладыш
Давление поднимается выше номинального	Неисправность всасывающего или нагнетательного клапанов следующей высшей ступени
Быстрый (резкий) нагрев подшипников	Неисправности смазки, попадание грязи и твердых частиц в масло
Перегрев коренного подшипника компрессора или подшипников двигателя	Ослабление крепления одного из подшипников, увеличение зазоров в подшипниках, вкладышах
Перегрев наружной поверхности компрессора или головки цилиндра	Неисправности системы охлаждения и смазки, задиры цилиндров или поршней и пр.
Повышение температуры воздуха одной из ступеней	Неправильное распределение давления по ступеням Недостаточное охлаждение в холодильнике предыдущей ступени
Пропуск сальников	Износ уплотняющих колец Поломка или соскакивание пружин, прижимающих секции сальников одну к другой Выработка штока, появление на его поверхности повреждений
Глухой стук	Ослабление крепления кривошипных и коренных подшипников или выработка их и шеек вала
Резкий стук	Ослабление соединения поршневого штока с крейцкопфом Ослабление соединения поршня со штоком Разработка крейцкопфного подшипника и ползунов, износ пальца или ослабление натяжки клина подшипника Попадание металлических частей между поршнем и одной из крышек цилиндра
Повышенная вибрация выносного подшипника	Неправильная посадка маховика на вал
Повышенная вибрация коренных подшипников	Изогнут вал, ослабление затяжки подшипников, повышенный зазор в подшипниках и пр.
Не работает пневморазгружатель	Пропускает кольцо разгрузочного поршня или вентиль регулятора давления Изношена верхняя часть разгрузочного поршня Пропускает резьбовое соединение автоматической разгрузки Забит регулятор давления или каналы
Приводной ремень пробуксовывает	Ремень ослаб Ремень поврежден Манометр неисправен
Не показывает манометр	Загрязнена или забита магистраль Возможны утечки рабочего тела из-за негерметичности в соединениях

По результата диагностики технического состояния
компрессоров, контроля показателей их работы, а также учитывая количество и
сроки выполненные ранее ремонтов, наработку в часах после последнего ремонта,
по каждому компрессору назначаются срок и объем проведения следующего ТО или
ремонта. При отсутствии указанных данных ремонт компрессоров выполняется на
основании графиков, составленных в соответствии с ремонтным циклом и
показателями надежности (плановая система ТОР).

6.3.2. Техническое обслуживание компрессоров

Технические осмотры и обслуживание компрессоров
осуществляются в соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации
стационарных компрессорных установок, воздухопроводов и газопроводов» [7].

Ежедневно проводятся: проверка предохранительных
клапанов путем принудительного их открытия под давлением, после закрытия клапан
должен сохранять полную герметичность; запись данных в журнале о расходе
смазочного масла; проверка работы автодренажа путем открытия вентиля трапа и
проверки наличия дренирования; продувка влагомаслоотделителя (автоматическая
продувка производится один раз, ручная — два раза в смену); продувка
воздухосборников (один раз в смену при наличии влагомаслоотделителя, два раза в
смену — при отсутствии последнего); контроль целостности прокладки готовки
блока цилиндра; наблюдение за работой компрессорной установки.

Не реже одного раза в месяц проводятся: проверка
внешнего состояния оборудования, правильности работы доступных для осмотра
движущихся частей; очистка, промывка клапанов, замена вышедших из строя пружин
и пластин; осмотр клапанных коробок (в случае обильного нагарообразования их
очистка); проверка состояния штока и деталей крейцкопфа, а также сальниковых
уплотнений; осмотр и очистка маслонасоса и лубрикатора, обратных клапанов в
маслопроводе; очистка и промывка масляных и воздушных фильтров; замена
загрязненного масла.

Один раз в шесть месяцев производятся: проверка
рабочих манометров контрольным манометром с записью в журнале результатов
проверки; очистка воздухосборников, влагомаслоотделителей холодильников и
нагнетательных воздухопроводов всех ступеней от масляных отложений (способом,
не вызывающим коррозию металла); продувка сжатым воздухом в течение 30 мин.

Показания приборов через установленные Инструкцией по
эксплуатации компрессорной установки промежутки времени записываются в журнал
учета работы компрессора. Инструкция по эксплуатации утверждается главным
инженером РНУ.

В журнале также отмечаются причина остановки,
неисправности и время, затраченное на ее устранение, проведение периодических
проверок предохранительных клапанов и манометров, удаление конденсата и масла
из влагомаслоотделителя, воздухосборников в других емкостей, а также неплановые
чистки масляных и воздушных фильтров.

Так как компрессоры работают, как правило, в
автоматическом режиме, рекомендуется определять их среднюю наработку в течение
месяца (года).

Журнал работы проверяется и подписывается ежесуточно
лицом, ответственным за безопасную эксплуатацию компрессорной установки.

6.3.3. Типовой объем работ при текущем ремонте

Текущий ремонт компрессоров включает в себя
технические осмотры, частичную разборку оборудования с ремонтом и заменой
быстроизнашивающихся деталей, а также: вскрытие крышек цилиндров, очистку
цилиндров и поршней от нагара; замену поршневых колец; проверку состояния
подшипников и, при необходимости, их замену; очистку рубашек цилиндров и
холодильников от грязи и накипи; регулировку зазоров между сопрягаемыми
деталями с доведением их до размеров, предусмотренных инструкцией
завода-изготовителя; ремонт маслоподачи, чистку и промывку картера; полную
замену масла; перенабивку и ремонт сальников; ремонт или замену запорной
арматуры и предохранительных клапанов; ремонт противовесов; проверку и ремонт
всех болтовых соединений, их шплинтовку; ремонт и замену всасывающих и
нагнетательных клапанов; шлифовку и притирку клапанных гнезд; ремонт установок
осушки воздуха; ремонт системы регулирования производительности и аварийной
защиты; сборку компрессора, его обкатку.

При выполнении текущего ремонта, а также по
результатам проведенных технических осмотров выявляют предельное состояние
узлов и деталей компрессора. Учитывая этот фактор, а также количество
выполненных ранее текущих ремонтов, капитальный ремонт может быть назначен до
предусмотренных планом сроков.

6.3.4. Типовой объем работ при капитальном ремонте

Капитальный ремонт компрессоров назначается по
результатам диагностики их технического состояния, выполненных ранее ТО и
текущих ремонтов или в плановом порядке и производится в условиях БПО.
Капитальный ремонт включает в себя операции текущего ремонта, а также: полную
разборку узлов и механизмов компрессора, промывку, протирку и дефектацию всех
деталей; перезаливку всех подшипников скольжения; замену подшипников качения;
проточку и шлифовку коренных и кривошипных шеек коленчатого вала; расточку
цилиндров, а при необходимости, перепрессовку втулок; замену поршня; проверку
поршневого и крейцкопфного пальцев на эллиптичность и конусность, их ремонт или
замену; проточку, шлифовку полировку, а в случае предельного износа замену
штока; ремонт или замену шатуна, проверку его положения по отношению к валу и
поршню, устранение перекосов; замену всасывающих и нагнетательных клапанов;
разборку маслонасоса и лубрикатора, ремонт или замену их новыми; замену
масляных фильтров; ремонт промежуточного и концевого холодильников со вскрытием
крышек и заменой трубок, прокладок, крепежных деталей. После ремонта производят
опрессовку и обкатку компрессора.

6.3.5. Нормативы технического обслуживания и ремонта

Периодичность ремонта компрессоров определяется по их
фактическому техническому состоянию, а при отсутствии данных — согласно таблице
6.5.
Периодичность ремонта может быть скорректирована с учетом паспортных данных
конкретных типов компрессоров.

Таблица 6.5 Периодичность технического обслуживания и ремонта
компрессоров

Нормы трудоемкости выполнения текущего и капитального
ремонтов приведены в таблице 6.6.

Нормы расхода на ремонт и резерва запасных частей,
необходимых для бесперебойной работы компрессоров в течение одного года,
приведены в таблице 6.7.

Таблица 6.6 Нормы трудоемкости ремонта компрессоров

Наименование оборудования	Трудоемкость, чел.-ч
Т	К
Компрессоры установленной мощностью до 14 кВт	50	180
То же, от 14 кВт и выше	70	280

Таблица 6.7 Нормы расхода на ремонт и резерва запасных частей
компрессоров

Наименование запасных частей	Нормы расхода на ремонт 10 единиц однотипного оборудования	Нормы резерва на 10 единиц однотипного оборудования
для БПО	для НПС
Кольца поршневые, комплект	10	4	2
Кольца промежуточные, комплект	10	4	2
Клапан предохранительный, шт.	8	4	2
Пружины клапанные, комплект	10	8	2
Мембраны клапанные, комплект	8	6	2
Клапан всасывающий, шт.	6	4	2
Клапан нагревательный, шт.	6	4	2
Шпильки для крепления клапанов, шт.	10	6	2
Болты шатунные, комплект	4	2	1
Вентиль воздушный, шт.	10	4	2
Вентиль регулятора давления, шт.	8	4	2
Пальцы крейцкопфа, комплект	5	2	1
Фильтр воздушный, шт.	4	2	2
Фильтр масляный, шт.	4	2	1
Втулка цилиндра, шт.	2	—	1
Манометры, шт.	4	2	2
Подшипники роликовые, шт.	20	10	4
Подшипники шариковые, шт.	20	10	4
Вкладыши коренных подшипников, комплект	4	—	1
Вкладыши выносных подшипников, комплект	4	—	1
Вкладыши кривошипных подшипников, комплект	5	—	1
Вкладыши крейцкопфного подшипника, комплект	5	—	1
Шток, шт.	2	—	1
Шатун, шт.	2	—	1
Палец поршневой, шт.	6	2	1
Лубрикатор	2	—	1
Ремень	4	2	1
Вал	1	—	1

7. ТЕХНИЧЕСКОЕ
ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ВЕНТИЛЯЦИОННЫХ СИСТЕМ, ЭЛЕКТРОНАГРЕВАТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК

7.1.
Номенклатура оборудования

В состав вентиляционного и нагревательного
оборудования входят: центробежные и осевые вентиляторы, электронагревательные
установки, отопительно-вентиляционные агрегаты.

Ответственность за организацию технического
обслуживания и ремонта вентиляционных систем и электронагревательных установок
возлагается на механика и энергетика объекта. Общее техническое руководство и
контроль выполнения качественного ремонта установок осуществляют службы
главного механика и главного энергетика.

Вентиляционные и электронагревательные установки
обслуживают работники, назначенные приказом либо специально допущенные лица из
ремонтного и дежурного персонала.

7.2. Контроль
работоспособности вентиляционных систем и электронагревательных установок

Наряду с обслуживанием и ремонтом установок в плановом
порядке при переходе к ТОР по фактическому техническому состоянию необходимо
осуществлять контроль безопасности и эффективности их работы. Выполнение ТОР по
фактическому техническому состоянию предполагает проведение осмотров
оборудования 1 раз в неделю, замеры вибрации на подшипниковых опорах и
фундаментных болтах установок переносными виброизмерительными приборами.

Повышенные вибрация и шум вентиляционных установок,
нагрев подшипников свидетельствуют о необходимости проведения непланового
обследования. Проверка эффективности вентиляционных систем должна проводиться в
соответствии с графиком, утвержденным руководством АО МН, но не реже одного
раза в год, а также после капитального ремонта и реконструкции. Проверка
эффективности работы установок проводится также в случае отключения НА по
сигналу АСУ «повышенная загазованность». Признаки и возможные причины
возникновения неработоспособности вентиляционных установок приведены в таблице 7.1.

Таблица 7.1 Признаки неработоспособности вентиляционных установок

Признаки неработоспособности	Причины неработоспособности
Повышенная вибрация, шум	Неудовлетворительная центровка Небаланс ротора агрегата Ослабление крепления фундаментных болтов или болтов крепления корпуса подшипника Неправильно установлены зазоры в подшипниках Неправильная пригонка соединительных пальцев полумуфт Нагрузка от присоединенных воздухопроводов передается на кожух вентилятора из-за перекоса и натяга соединительных фланцев Воздухопровод засорен
Повышенный нагрев подшипников	Неправильно установлены зазоры в подшипниках Недостаточное количество смазки Отсутствие воды на охлаждение подшипников Заедание смазочных колец подшипников скольжения Плохое качество масла
Стук внутри механизма	Попадание посторонних предметов в корпус механизма Задевание вращающихся частей о неподвижные
Недостаточное поступление масла в систему принудительной смазки	Засорение всасывающей линии насоса или фильтра Неправильно установлены зазоры между шестернями насоса и кожухом Недостаточный уровень масла в маслобаке Засорение напорных трубопроводов

Дефекты и неполадки, выявленные при осмотрах,
фиксируют в журнале ремонтной службы как подлежащие устранению при плановом, а
при необходимости неплановом ремонте.

По результатам контроля работоспособности установок
могут быть внесены изменения в графики проведения их плановых ремонтов.

7.3. Типовой объем работ
по техническому обслуживанию

В объем технического обслуживания вентиляционных и
электронагревательных установок входят: очистка наружной поверхности от грязи и
пыли; проверка состояния всех узлов и деталей вентиляционных и
электронагревательных установок (подшипников, муфт, шкивов, ременной передачи);
подтяжка креплений вентиляторов, ремней, фиксаторов положения дросселей,
шиберов и т.п.; проверка исправности виброгасящих устройств и нагревательных элементов;
контроль состояния тепловой изоляции нагревательных камер, теплопроводов,
коллектора и воздуховодов; контроль наличия и, при необходимости, смазка
вращающихся частей вентиляторов.

7.4. Типовой объем работ
при текущем ремонте

При текущем ремонте производятся операции технического
обслуживания, а также: частичная разборка вентиляционных и
электронагревательных установок; замена негодных болтов, фланцев, прокладок,
гибких вставок, подвесок, хомутов, кронштейнов; ремонт (замена) и установка
насадок, решеток, местных отсосов, сеток, дефлекторов, регулировка их положения
и зазоров фиксирующих механизмов; полная очистка воздуховодов и теплопроводов,
вентиляторов и других элементов вентиляционных систем; замена дефектных
лопаток, подшипников качения и других деталей; балансировка ротора вентилятора;
очистка от ржавчины всех подвергшихся коррозии элементов вентиляционных систем
и смазка всех механизмов; восстановление окраски и антикоррозионных покрытий в
местах повреждения; апробация.

7.5. Типовой объем работ
при капитальном ремонте

При капитальном ремонте производятся все операции
текущего ремонта, а также: разборка
вентиляционных установок; ремонт или замена ротора вентилятора; полный ремонт
конструктивных элементов вентиляционных камер и камер кондиционеров с заменой
изношенных деталей и узлов; замена поврежденных участков воздуховодов, других
комплектующих и конструктивных элементов и узлов вентиляционных систем и систем
кондиционирования воздуха вплоть до замены отдельных секций кондиционеров;
полная очистка камер, оборудования пылеприемных, пылеулавливающих устройств;
местных отсосов, укрытий, воздуходувов от пыли, грязи, шлама; покраска оборудования; сборка, апробация отдельных узлов
и системы в целом.

7.6. Нормативы
технического обслуживания и ремонта

Периодичность ремонта вентиляционных и
электронагревательных установок приведена в таблице 7.2.

Таблица 7.2 Периодичность технического обслуживания и ремонта
вентиляционных и электронагревательных установок

Наименование оборудования	Периодичность
ТО, мес.	Т, мес.	К, лет
Центробежные вентиляторы низкого и среднего давления	1	6	6
Осевые вентиляторы	1	6	4
Электронагревательные установки	1	6	4
Кондиционеры	1	6	6

Нормы трудоемкости технического обслуживания, текущего
и капитального ремонтов установок приведены в таблице 7.3.

Таблица 7.3 Нормы трудоемкости технического обслуживания и ремонта
вентиляционных и электронагревательных установок

Наименование оборудования	Нормы трудоемкости, чел.-ч
ТО	Т	К
Центробежные вентиляторы низкого и среднего давления: до № 5 № 7 и 8
1,5	10	30
3	20	60
Осевые вентиляторы: до № 5
0,5	2	7
Электронагревательные установки	—	2	6
Отопительно-вентиляционные агрегаты производительностью по воздуху, м³/ч
до 2000	1	8	28
2000-3000	1	10	30
4000-7000	1,5	16	48
10000-14000	2	24	60
Воздуховоды, теплопроводы с фасонными частями на 10 м длины эксплуатируемого воздуховода, теплопровода диаметром, мм:
до 150	0,5	3	10
300	0,5	—	14
500	—	—	20
750	1	9	28
1000	1	12	36

Нормы расхода на ремонт и резерва комплектующих
изделий, запасных частей, необходимых для бесперебойной работы вентиляторов в
течение одного года, приведены в таблице 7.4.

Таблица 7.4 Нормы расхода на ремонт и резерва запасных частей
вентиляционных и электронагревательных установок

Наименование запасных частей	Нормы расхода на ремонт 10 единиц однотипного оборудования	Нормы резерва на 10 единиц однотипного оборудования
для БПО	для НПС
Рабочее колесо в сборе, шт.	4	1	1
Подшипники, комплект	6	4	2
Кожухи, шт.	6	4	2
Упругие прокладки (бензомаслостойкая резина, войлок), шт.	12	8	4

8. ТЕХНИЧЕСКОЕ
ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ И УСТРОЙСТВ

8.1.
Номенклатуры оборудования

Ремонтные нормативы системы ТОР разработаны для
технологических трубопроводов, блока регуляторов давления, системы сглаживания
волн давления, фильтров-грязеуловителей, предохранительных клапанов, системы
откачки утечек, блока регуляторов давления, установок пожаротушения.

8.2. Технологические
трубопроводы

8.2.1. Технологические трубопроводы предназначены для
внутриплощадочных операций с поступающей, хранящейся и откачиваемой нефтью.

В состав технологических трубопроводов входят
внутриплощадочные нефтепроводы, соединительные детали трубопроводов, запорная,
регулирующая и предохранительная арматура, узлы учета и контроля,
фильтры-грязеуловители и другие устройства.

8.2.2. В период эксплуатации обслуживающий персонал
осуществляет постоянное наблюдение за состоянием наружной поверхности участков
трубопроводов, проложенных открытым способом, и их деталей: сварных швов,
фланцевых соединений (включая крепеж), арматуры, антикоррозионной защиты и
изоляции, дренажных устройств, компенсаторов, опорных конструкций и т.д.

8.2.3. Наружный осмотр трубопроводов, проложенных
открытым способом, проводится без снятия изоляции, за исключением тех случаев,
когда состояние стенок или сварных швов указывает на наличие дефекта.

Результаты осмотров фиксируются в вахтенном журнале не
реже одного раза в смену.

8.2.4. Трубопроводы, подверженные вибрации, а также
опоры и эстакады для этих трубопроводов подлежат проверке состояния крепления и
виброобследованию не реже одного раза в 6 месяцев. Значение максимально
допустимой амплитуды виброперемещения технологических трубопроводов равно 0,1
мм при частоте вибрации не более 50 Гц.

8.2.5. Наружный осмотр подземных трубопроводов
проводится при ревизии технологических трубопроводов.

8.2.6. На НПС должен быть составлен график проведения
ревизии технологических трубопроводов в зависимости от скорости
коррозионно-эрозионного износа материала труб и срока эксплуатации
оборудования. График утверждается главным инженером РНУ.

При скорости коррозии более 0,5 мм/год ревизия
проводится не реже одного раза в год, при скорости коррозии 0,1-0,5 мм/год — не
реже одного раза в 2 года, при скорости коррозии до 0,1 мм/год — не реже одного
раза в 3 года.

8.2.7. При ревизии технологических трубопроводов
проводятся:

вскрытие отдельных участков (длиной не менее 2 м)
подземных трубопроводов с выемкой грунта и последующим снятием изоляции;

осмотр антикоррозионной и протекторной защиты,
контроль сплошности изоляции приборами типа АНПИ и ВТР — V;
измерение толщины стенки наземных и подземных трубопроводов; дефектоскопия
сварных стыков; выборочная разборка резьбовых соединений на трубопроводе с
последующим их осмотром и проверкой резьбовыми калибрами; проверка состояния и
правильности работы опор, крепежных деталей и, выборочно, прокладок.

Измерение толщины стенки трубопровода осуществляется
ультразвуковым, радиографическим методами.

При неудовлетворительных результатах измерений
определяется граница дефектного участка трубопровода и производятся более
частые измерения толщины стенки всего трубопровода.

Контрольные засверловки допускаются лишь в случае
отсутствия приборов, обеспечивающих неразрушающий контроль коррозионного износа
стенки трубопровода.

Число точек замера и места засверловки для каждого
участка, а также количество контролируемых фланцев, стыков и резьбовых
соединений определяется индивидуально для каждой НПС по согласованию с
представителями Госгортехнадзора РФ.

Фланцы отбраковываются при наличии трещин, раковин и
т.п. и уменьшении толщины стенки воротника фланца до отбраковочных размеров
трубы.

8.2.8. По результатам ревизии составляется акт,
утверждаемый главным инженером РНУ и содержащий перечень работ по устранению
замеченных дефектов.

8.2.9. Испытания технологических трубопроводов
проводят не реже одного раза в 8 лет.

Испытания совмещают с ревизией трубопровода. Давление
режим испытаний устанавливаются в зависимости от срока и параметров
эксплуатации трубопровода согласно документам, регламентирующим проведение
испытаний на действующем трубопроводе.

8.2.10. По результатам испытаний составляется акт и
принимается решение о проведении ремонтных работ.

8.2.11. Ремонтно-монтажные работы на трубопроводах
проводят в соответствии с РД 39-0147103-360-89 [12] и Инструкцией на технологический процесс
капитального ремонта нефтепроводов с заменой изоляционного покрытия и
одновременным заглублением переукладкой в новую траншею [13].

8.3.
Контроль работоспособности технологических устройств

Контроль работоспособного состояния технологических
устройств осуществляется дежурным персоналом и специалистами при обходе
территории и объектов НПС (таблица 2.1).

Контроль работоспособности оборудования и надежность
срабатывания автоматических регуляторов осуществляется оператором по показаниям
контрольно-измерительных приборов.

Если значения контролируемых параметров работы
технологических устройств изменяются в допустимых пределах, то техническое
обслуживание и ремонт указанных устройств выполняются с периодичностью и в
объеме, которые представлены в п.п. 8.3-8.6.

При обнаружении неисправностей оборудование должно
быть выведено в ремонт согласно технической документации.

8.4. Блок регуляторов
давления

8.4.1. Типовой объем работ по техническому
обслуживанию

При техническом обслуживании осуществляются: внешний
осмотр блока регуляторов давления; контроль за отсутствием утечек; контроль за
наличием смазки; проверка и подтяжка контактных соединений; проверка
функционирования системы обогрева блока, контроль точности и синхронности
срабатывания заслонок с аппаратурой, задающей режим ее работы.

8.4.2. Типовой объем работ при текущем ремонте

При текущем ремонте производятся операции технического
обслуживания, а также: проверка состояния и очистка поверхности подводящих
трубопроводов, задвижек; разборка, осмотр и очистка поверхности регулирующих
заслонок; осмотр воздухосборников очистка их от загрязнений и коррозии: замена
сальниковой набивки на каждой стороне вала; покрытие оголенных поверхностей
антикоррозионным лаком и окраска; ремонт и замена, при необходимости регулирующих
заслонок, подшипников, пневмолиний, ограждающих устройств; чистка и ремонт
шкафа управления; чистка фильтрующих элементов, виброобследование вентиляторов.

8.4.3. Типовой объем работ при капитальном ремонте

В объем капитального ремонта входят работы текущего
ремонта, а также: опорожнение трубопровода от нефти (при остановка НПС);
вскрытие регулирующих заслонок, дефектация всех узлов и деталей и замена
изношенных элементов; очистка прилегающей к заслонке внутренней полости труб от
отложений парафина и грязи, ремонт и окраска, при необходимости, площадок
обслуживания, приточных и вытяжных вентиляторов, воздуховодов; ревизия
технического состояния и проверка работоспособности привода заслонок.

8.5. Системы сглаживания
волн давления типа АРКРОН 1000 или УСВД 1220 Р

8.5.1. Контроль работоспособности системы сглаживания
волн давления

Оценка работоспособности системы сглаживания волн
давления (СГВД) осуществляется согласно инструкций заводов-изготовителей, кроме
того производится контроль уровня жидкости в разделительной емкости (уровень
жидкости считается допустимыми если при давлении в приемном трубопроводе ниже
1,5 МПа (15 кгс/см²) из открытого среднего вентиля потечет
антифриз), а также; контроль исправности клапанов сброса нефти и подпорного
устройства, обеспечивающего прижатие втулок клапанов в закрытом положении.

Если режим работы нефтепровода и другие условия
транспорта нефти не изменяются, а уровень нефти в емкости сброса и гашения
ударной волны (манифольде) повышается, то необходимо проверить работоспособность
клапана сброса нефти. Причиной неисправности клапана может быть:

разрыв камеры (втулки) клапана;

разрыв диафрагмы аккумулятора;

уменьшение объема разделительной жидкости (утечки
этиленгликоля);

чрезмерный приток воздуха (газа) в аккумуляторе.

Признаками неработоспособности СГВД являются:

уменьшение объема воздуха в системе из-за порыва
диафрагм разделительного сосуда и негерметичности воздушных линий и арматуры;

протечка воздуха через контрольные отверстия;

отсутствие гарантированного прижатия диафрагм клапанов
подпорным устройством;

засорение фильтров перепускных клапанов;

отказы в работе насоса системы заправки разделительной
жидкостью и компрессора заполнения воздушной волости приемного бака.

По результатам контроля работоспособного состояния
система сглаживания волн давления выводится в ремонт (текущий или капитальный).

8.5.2. Типовой объем работ по техническому обслуживанию

В объем ТО входят: внешний осмотр установки для
проверки возможных утечек жидкости, воздуха (газа) и уровня жидкости в
разделительном блоке; устранение обнаруженных при осмотре дефектов, не
требующих переключения технологических установок; контроль герметичности
дросселирующего клапана.

8.5.3. Типовой объем работ при текущем ремонте

При текущем ремонте системы сглаживания волн давления
производятся все операции ТО, а также: устраняются все течи в технологических
узлах, емкостях, задвижках, воздухопроводах; ремонт или замена неисправных
клапанов, пузыря аккумулятора, вентилей; ремонт насоса (компрессора); промывка
огневых предохранителей; очистка отстойника разделительной емкости от
механических примесей.

8.5.4. Типовой объем работ при капитальном ремонте

При капитальном ремонте осуществляются все операции
текущего ремонта, а также: обследование состояния емкостей сброса гашения
ударной волны, клапанов сброса нефти; обследование и чистка аккумуляторов,
разделительного бака, дросселирующего и шарового клапанов, шаровых вентилей,
клапана переключения; ремонт насоса (компрессора) разделительной системы;
замена, в случае необходимости, игольчатых вентилей и обратных клапанов; замена
огневых предохранителей; чистка наружных поверхностей с последующей окраской;
проверка срабатывания устройства гашения при имитации внезапного отключения
магистральных насосных агрегатов.

8.6.
Фильтры-грязеуловители

8.6.1. Контроль работоспособности
фильтров-грязеуловителей

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

Работоспособное состояние системы фильтров
характеризуется перепадом давления на фильтре и уровнем вибрации.

При очистке магистрального трубопровода, а также после
его ремонта и пропуска диагностических устройств осуществляется непрерывный
контроль работоспособности фильтров.

Увеличение перепада давления на фильтре до величины
более 0,05 МПа (0,5 кгс/см²) или уменьшение перепада давления до
величины менее 0,03 МПа (0,3 кгс/см²) свидетельствует о засорении
или повреждении фильтрующего элемента. Перепад давления определяется по
показаниям манометров, установленных на входе и выходе каждого
фильтра-грязеуловителя. Перепад давления измеряется манометрами класса точности
не ниже 1,5 с пределом измерений от 0 до 4,0 МПа (40 кгс/см²).

По результатам диагностического контроля
фильтры-грязеуловители выводят в текущий или капитальный ремонт.

8.6.2. Типовой объем работ по техническому обслуживанию

В объем ТО входят проверка и устранение утечек нефти
во фланцевых и резьбовых соединениях, проверка перепада давления в каждом
фильтре.

8.6.3. Типовой объем работ при текущем ремонте

При текущем ремонте производятся: проверка
герметичности узлов трубопроводов, задвижек; осмотр и очистка фильтров от
парафина, грязи и балласта; ремонт или замена дефектных фильтрующих элементов;
устранение подтеков нефти на узлах и обтяжка фланцевых соединений; чистка дренажных
линий; проверка показаний манометров, проверка технического состояния
предохранительного клапана и патрубка-воздушника.

При проведении текущего ремонта осуществляется
проверка работоспособности и испытание грузоподъемного устройства (если им
оснащен фильтр).

8.6.4. Типовой объем работ при капитальном ремонте

При капитальном ремонте выполняются: замена
фильтрующих элементов на новые; замена
или восстановление задвижек; заварка дефектов корпуса; замена или ремонт
ограждающих устройств; восстановление (ремонт) площадок обслуживания; нанесение
антикоррозионных покрытий и покраска корпуса фильтра, наземных трубопроводов,
ограждающих устройств и площадок обслуживания, восстановление теплоизоляции
(если она имеется).

После проведения капитального ремонта, связанного с
заваркой дефектов корпуса, фильтр испытывается на прочность и плотность водой
давлением 1,33 Р_ном..

8.7. Предохранительные
клапаны

8.7.1. Контроль работоспособности предохранительных
клапанов

Оценка работоспособного состояния предохранительных клапанов
осуществляется дежурным и инженерно-техническим персоналом при: оперативном
контроле (таблица 2.1); ревизии при эксплуатации, проведении
технического обслуживания и текущего ремонта; проверке на специальном стенде.

Признаками неработоспособности клапана и необходимости
выполнения ремонтных работ являются:

негерметичность;

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

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

вибрация (из-за создания высокого противодавления на
выкиде выхлопными трубами с малым радиусом кривизны и узким условным проходом);

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

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

Регулировка предохранительных клапанов на давление
начала открытия — установочное давление производится на специальном стенде.

Установочное давление определяется исходя из рабочего
давления в трубопроводе.

Рабочее давление (Р_р) — максимальное
избыточное давление, при котором разрешена эксплуатация трубопровода. При
рабочем давлении предохранительный клапан закрыт и обеспечивает класс
герметичности, указанный в соответствующей документации на предохранительный
клапан (ГОСТ, ТУ, паспорт и пр.).

Если установочное давление предохранительного клапана
не оговорено другими нормативно-техническими документами, то его значение
принимается по таблице 8.1.

Таблица 8.1 Установочное давление предохранительных клапанов

Рабочее давление Р_р, МПа	Клапан	Установочное давление, МПа
при наличии двух систем клапанов (рабочий, контрольный)	при одной системе клапанов (только рабочий)
Р_р ≤ 0,3	Рабочий Контрольный	Р_р + 0,05	Р_р + 0,03
Р_р + 0,03	—
0,3 < Р_р ≤ 6,0	Рабочий Контрольный	1,15 ∙ Р_р	1,10 ∙ Р_р
1,08 ∙ Р_р	—
Р_р> 6,0	Рабочий Контрольный	1,10 ∙ Р_р	1,05 ∙ Р_р
1,05 ∙ Р_р	—

8.7.2. Ревизия и переиспытание клапанов

Ревизия предохранительных клапанов включает разборку
клапана, очистку и дефектовку деталей, испытания корпуса на прочность,
испытания соединений клапана на плотность, проверку герметичности затвора,
испытание пружины, регулировку установочного давления.

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

При испытании клапанов производятся ревизия и полный
цикл испытаний, оговоренных в нормативно-технической документации на объект и
клапан.

Ревизия предохранительных клапанов проводится через 6
месяцев, переиспытания на стенде — через 12 месяцев.

8.7.3. Типовой объем работ по техническому обслуживанию

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

8.7.4. Типовой объем работ при текущем ремонте

Время проведения текущего ремонта предохранительных
клапанов должно совмещаться с их ревизией.

При текущем ремонте предохранительных клапанов
производятся все работы технического обслуживания, устранение неисправностей,
выявленных при ревизии, а также проверка величины давления срабатывания клапана
(установочного давления) и контроль пружины и уплотнительных поверхностей сопла
золотника.

8.7.5. Типовой объем работ при капитальном ремонте

При капитальном ремонте производятся все работы
текущего ремонта, а также: полная разборка, дефектовка и восстановление
изношенных деталей; замена крепежных деталей с неисправной резьбой; притирка
уплотнительных поверхностей золотника и сопла; контроль и испытания пружины;
сборка, регулировка, переиспытание на стенде и покраска клапанов.

После ремонта при рабочем давлении производится
контроль герметичности затвора клапана, соединений сопла и соединений сопла с
корпусом.

Капитальный ремонт предохранительных клапанов
рекомендуется совмещать с их переиспытанием.

8.8. Система откачки
утечек

В систему откачки утечек входят запорная арматура,
емкость утечек, насосы и технологические трубопроводы. Объемы работ по видам
ремонтов всех узлов, кроме трубопроводов, представлены в соответствующих
разделах РД.

8.8.1. Типовой объем работ по техническому обслуживанию

При техническом обслуживании трубопроводы системы
откачки утечек очищаются (пропариваются) от отложений парафина и грязи,
проверяется работоспособность обратных клапанов.

При нарушении герметичности производятся демонтаж
обратных клапанов, разборка и дефектация деталей, сборка и проверка их
работоспособности.

8.8.2. Типовой объем работ при капитальном ремонте

При капитальном ремонте производятся все работы,
предусмотренные при техническом обслуживании, а также для трубопроводов системы
откачки утечек предусматриваются вскрытие и замена поврежденных и подвергшихся
коррозии участков трубопровода, нанесение изоляции на вскрытые и замененные
участки. После проведения работ проверяются герметичность и прочность системы
давлением 1,25 Р_раб. в течение 15 мин.

8.9. Нормативы
технического обслуживания и ремонта

Для указанного оборудования технологических систем и
трубопроводной арматуры вспомогательных систем НПС ремонтный цикл должен
устанавливаться исходя из технического состояния подлежащего ремонту
оборудования и систем. Так как капитальный ремонт трубопроводной арматуры,
блока регуляторов давления, узла фильтров-грязеуловителей и системы сглаживания
волн давления, кал правило, производится
при остановке НПС после согласования с диспетчером
и руководством АО МН, его рекомендуется совмещать с капитальным ремонтом
технологической обвязки НПС или линейного участка магистрального нефтепровода.

Периодичность технического обслуживания и ремонта и
нормы трудоемкости ил выполнения приведены соответственно в таблицах 8.2 и 8.3.

Таблица 8.2 Периодичность технического обслуживания, ремонта и
диагностического контроля технологических устройств

Наименование устройств	Периодичность
ТО, мес.	Т, мес.	К, лет	Плановый диагностический контроль
Система сглаживания волн давления	1	36	6	Через один месяц, при обязательном контроле уровня жидкости один раз в сутки
Фильтры-грязеуловители	1	36	6	Через один месяц, при обязательном контроле перепада давления 1 раз в сутки и непрерывном контроле — во время очистки магистрального нефтепровода, пропуска диагностических приборов и т.п.
Блок регуляторов давления	1	36	6	Через один месяц
Трубопроводы системы откачки утечек	6	—	6	Через шесть месяцев
Предохранительные клапаны	1	6 ревизия 12 переиспытание	6	Через один месяц
Примечание — Обратные клапаны системы откачки утечек подвергаются техническому обслуживания и ремонту один раз в 2 года или по состоянию герметичности.

Нормы расхода на ремонт и резерва запасных частей,
необходимых для бесперебойной работы технологических систем в течение одного
года приведены в таблице 8.4.

Таблица 8.3 Нормы трудоемкости технического обслуживания ремонта и
диагностического контроля технологических устройств

Наименование устройств	Трудоемкость, чел.-ч
ТО	Т	К	Диагностический контроль
Система сглаживания волн давления	1,5	12	120	6
Фильтры-грязеуловители, диаметром				—
менее 700 мм	1	10	24	2
более 700 мм	1	24	48	2
Блок регуляторов давления	1	8	288	1
Трубопроводы системы откачки утечек	1	—	12	1
Предохранительные клапаны, мм
25	1,2	1,4	2,4	0,5
50	1,5	1,8	3,1	1,0
80	1,8	2,2	3,7	1,0
100	2,2	2,7	4,4	1,2
125	2,6	3,2	5,1	1,4
150	3,0	3,7	5,7	1,6
200	3,5	4,1	6,4	1,9
Примечание — Время опорожнения трубопровода в нормативах трудоемкости не учтено.

Таблица 8.4 Нормы расхода на ремонт и резерва запасных частей
технологических устройств

Наименование запасных частей	Нормы расхода на ремонт 10 единиц однотипного оборудования	Нормы резерва на 10 единиц однотипного оборудования
для БПО	для НПС
Блок регуляторов давления
Уплотнительные кольца разных размеров, шт.	13	—	6
Подшипник качения, шт.	5	—	2
Система сглаживания волн давления (АРКРОН 1000)
Детали «Флекс-Фло», комплект	2	1	21
Пузыри аккумулятора, комплект	2	2	1
Шаровой вентиль, шт.	9	—	3
Игольчатый вентиль, шт.	3	—	1
Кольцевые прокладки разных размеров, шт.	25	—	9
Соединительная муфта, шт.	6	—	3
Тройник, шт.	2	—	1
Колено с внутренней нарезкой, шт.	2	—	1
Колено с внешней нарезкой, шт.	4	—	2
Ниппель, шт.	2	—	1
Камера, шт.	2	—	1
Верхний и нижний зажимы камеры, комплект	2	—	1
Расширитель, шт.	2	—	1
Заглушка камеры, шт.	2	—	1
Вакуумный насос, комплект	1		1
Детали вакуумного насоса, комплект	3	—	2
Фильтры-грязеуловители
Фильтрующие элементы, шт.	3	—	1
Сланцевые прокладки, шт.	3	—	1
Предохранительные клапаны
Пружины, шт.	2	2	1
Примечание — Для предохранительных клапанов нормы расхода приведены в расчете на один типоразмер.

8.10. Установки
пожаротушения

Эксплуатация, техническое обслуживание стационарных
установок пожаротушения осуществляются в соответствии с «Правилами пожарной
безопасности в Российской Федерации» [32], «Правилами пожарной безопасности при
эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов» [21], инструкцией по
эксплуатации и техническому обслуживанию стационарных систем автоматического
пенного пожаротушения.

Ответственность за проведение технического
обслуживания установок пожаротушения возлагается на старшего инженера НПС и
ответственных за пожаробезопасность объектов. Регламентные работы по
техническому обслуживанию, ремонту и ведению эксплуатационной и ремонтной
документации осуществляет эксплуатационно-ремонтный персонал. Работы должны
проводиться в соответствии с годовым планом-графиком, который может
корректироваться в зависимости от результатов контрольных проверок и испытаний
систем.

8.10.1. Контрольные проверки и испытания

При эксплуатации стационарных установок пожаротушения
необходимо контролировать: сохранность запаса огнегасительного вещества;
исправность насосов и компрессоров установок пожаротушения; исправность
приводов; величину давления в напорном трубопроводе питательной сети;
правильное положение запорной арматуры; состояние пеногенераторов и оросителей,
датчиков автоматического и дистанционного пусков, сети распределительных
трубопроводов.

Ежедневно должно проверяться давление в системе
автоматических установок пожаротушения. Падение давления не должно превышать
0,02 МПа (0,2 кгс/см²) за сутки.

Не реже одного раза в 10 дней проверяются насосные
агрегаты путем пуска на номинальную мощность.

На установках пенного пожаротушения необходимо один
раз полгода проверять качество пенообразующих средств. Должен быть в наличии
двукратный запас пенообразователя.

Баллоны и емкости установок, масса огнегасительного
вещества и давление в которых ниже расчетных значений на 10 % и более, подлежат
дозарядке и перезарядке.

Через каждые 6 месяцев проверяют температуру их
срабатывания, проверяют давление во внутренних пожарных кранах. Не реже одного
раза в год необходимо:

проводить цикл испытаний всей системы автоматической
установки пожаротушения;

при подготовке к зимнему периоду сухотрубы к
резервуарам и насосным станциям продувать воздухом через дренажные линии.

Не реже одного раза в три года следует проводить
гидравлические испытания аппаратов и трубопроводов системы пенного
пожаротушения на прочность и пневматические испытания — не герметичность.

Не реже одного раза в пять лет проводить сплошную
промывку, продувку и очистку от грязи и ржавчины аппаратов и трубопроводов.
Результаты проверок и испытаний оформляются актами.

8.10.2. Техническое обслуживание

Техническое обслуживание систем пожаротушения
осуществляется не реже одного раза в месяц, при этом проверяются: состояние
системы пожаротушения; наличие необходимого запаса водим системы ее подогрева
(в зимнее время); отсутствие утечек в пожар ной емкости; наличие расчетного
количества углекислотных баллонов в помещениях и степень их заполнения
углекислотой; состояние пожарных датчиков и сигнализаторов давления, сети
разводящих труб с целью выявления следов коррозии, замерзания, устранения
прогибов; состояние окраски, фасонных деталей, подвесок.

8.11. Емкости
вспомогательных систем

Обслуживание емкостей вспомогательных систем
осуществляется согласно графику проведения ремонтов и технических обслуживаний
указанных систем.

При техническом обслуживании проводятся: проверка
герметичности разъемных соединений и целостности основного металла корпуса;
подтяжка резьбовых соединений; проверка сальниковых уплотнений и замена
прокладок при обнаружении течи; составление дефектной ведомости.

При текущем ремонте выполняются: ремонт покрытия и
корпуса с применением клеевых соединений или сварки; ремонт оборудования,
расположенного с наружной стороны емкости; отсоединение технологических
трубопроводов от емкости, установка заглушек; очистка емкости от осадков
нефтепродуктов, отложений парафина коррозионных отложений; дегазация емкости
при необходимости проведения сварочных работ, окраска емкости; ремонт
протекторной защиты днищ емкости, при необходимости; проверка и ремонт
поручней, стоек, лестниц.

При капитальном ремонте выполняются все операции
текущего ремонта, а также: замена отдельных участков корпуса, днища и кровли
емкости; демонтаж, ремонт и монтаж оборудования емкости; покраска.

Помимо периодических ремонтных работ, установленных
для вспомогательных систем, необходимо 1 раз в месяц проводить осмотр емкостей.

При осмотре обращают внимание на следующие признаки
нарушения прочности и изменения формы емкостей: появление вмятин вследствие
образования в емкости недопустимого вакуума или по иным причинам; образование
трещин по сварным швам кровли, корпуса, окрайков днища и по прилегающим
участкам основного металла; неравномерная осадка емкостей; коррозионный износ
и, как следствие, уменьшение толщины листов, утечки нефти; герметичность
соединений трубопроводной обвязки емкостей; целостность и отсутствие деформаций
элементов крепления к емкостям насосов, клапанов, арматуры и т.д.

С целью оценки технического состояния надземных
емкостей через каждые два года проводится их частичная дефектоскопия без вывода
емкостей из эксплуатации. При этом выполняются следующие работы: ознакомление с
технической документацией; внешний осмотр емкости; измерение толщины стенок
корпуса толщиномерами типа Кварц-6, Кварц-15, УТ-31МЦ и др., позволяющими
измерять толщину в интервале 0,2-50 мм с точностью 0,1 мм при температуре
окружающего воздуха от -10 до 40 °С; проверка состояния основания и отмостки;
составление технического заключения по результатам контроля.

9. ТЕХНИЧЕСКОЕ
ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ КОТЛОВ И КОТЕЛЬНО-ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

9.1.
Номенклатура оборудования

Нормативы по техническому обслуживанию и ремонту
разработаны для следующего теплотехнического оборудования: котлов водогрейных и
паровых, горелочных устройств, топливных емкостей, центробежных насосов,
оборудования водоподготовки, экономайзеров водяных, вентиляторов дутьевых,
дымососов, оборудования химической
очистки воды, наружных тепловых сетей, нагревательных приборов (радиаторов).

9.2. Виды технического
обслуживания и ремонта

Эксплуатация и ремонт котлов,
котельно-вспомогательного оборудования и трубопроводов должны отвечать
требованиям Правил Госгортехнадзора РФ [8, 9, 22, 39, 40, 41, 49] и РД 3415-027-93 [10].

Техническое обслуживание котлов и
котельно-вспомогательного оборудования осуществляется в процессе работы
постоянным оперативным персоналом, а автоматизированных котельных —
эксплуатационно-ремонтным персоналом НПС прошедшим обучение несоответствующей
программе и успешно сдавшим экзамены.

Техническое обслуживание теплотехнического
оборудования, в зависимости от периодичности, назначения и объема
подразделяется на ежесменное, периодическое и сезонное.

Ежесменное техническое обслуживание — это ТО,
проводимое в течение рабочей смены.

Периодическое техническое обслуживание — это ТО,
выполняемое, как правило, в дневное время через установленные в
эксплуатационной документации на каждый вид оборудования значения наработки или
интервалы времени. В состав операций периодического ТО входят также и операции
ежесменного ТО.

Сезонное техническое обслуживание заключается в
дополнительной проверке оборудования перед началом весенне-летнего и.
осенне-зимнего периодов. Операции сезонного ТО выполняются в процессе
проведения очередного периодического ТО, поэтому в состав его входят операции
последнего.

Текущий ремонт выполняется эксплуатационно-ремонтным
персоналом НПС или выездными ремонтными бригадами.

Капитальный ремонт выполняется обученным и
аттестованным ремонтным персоналом БПО (ЦБПО) или специализированными
подрядными организациями, имеющими лицензию на проведение работ по ремонту
теплотехнического оборудования.

Котлы и котельно-вспомогательное оборудование после
капитального ремонта подвергаются испытанию и апробации в рабочем состоянии и
объеме, приведенном в Правилах Госгортехнадзора РФ и эксплуатационных
инструкциях.

9.3. Контроль
работоспособности теплотехнического оборудования

Для контроля фактического технического состояния
котельные установки, водогрейные котлы должны быть укомплектованы приборами
контроля давления пара, температуры перегретого пара, питательной воды и
уходящих газов, расхода пара или воды, расхода топлива, содержания СО в
уходящих газах, газового сопротивления котла, давления воздуха перед топочным
устройством, а также пробоотборниками для контроля химсостава питательной воды
и т.п.

Контролируемые параметры должны находиться в пределах,
указанных в режимной карте каждого котла. Режимная наладка котлов,
регистрируемых в Госгортехнадзоре, должна проводиться 1 раз в 3 года,
нерегистрируемых — 1 раз в 5 лет, специализированными организациями, имеющими
лицензию на этот вид деятельности.

В случаях невозможности поддержания параметров котла в
соответствии с режимной картой по решению лица, ответственного за технически
исправное состояние и безопасную эксплуатацию котлов производится внеочередное
техническое освидетельствование [11, 42, 43, 44]. При невозможности
самостоятельно определить неисправность приглашается специализированная
организация. О внеочередном техническом освидетельствовании оборудования,
регистрируемого в Госгортехнадзоре, в обязательном порядке информация
представляется в местный орган Госгортехнадзора.

Решение о дальнейшей эксплуатации котлов, сосудов,
трубопроводов пара и горячей воды, регистрируемых в органах Госгортехнадзора,
принимается Госгортехнадзором на основании заключения о экспертном техническом
диагностировании, выполненном специализированным предприятием [45, 46].

Решение о дальнейшей эксплуатации теплотехнического
оборудования, нерегистрируемого в органах Госгортехнадзора, принимается
комиссией, созданной на предприятии (РНУ), на основании заключения
специализированной организации по результатам экспертного технического
диагностирования.

Работоспособность насосов, вентиляторов, дымососов, их
электродвигателей и арматуры, их остаточный ресурс оцениваются на основании
критериев, приведенных в соответствующих разделах настоящего РД. Техническое
обслуживание и ремонт приборов КИПиА проводятся по графику ППР. Фильтры,
деаэраторы и т.п. также подлежат обслуживанию по графику ППР.

9.4. Нормативы
технического обслуживания и ремонта

Периодичность ремонта котлоагрегата (тягодутьевых
устройств в том числе) определяется индивидуально для НПС в зависимости от
времени наработки котлоагрегата после ввода в эксплуатацию, вида топлива,
подготовки воды и т.п. Рекомендуемая периодичность капитальных ремонтов для
паровых котлов — 1 раз в 4-5 лет для водогрейных котлов — 1 раз в 6-7 лет.
Периодичность текущего ремонта — через полгода.

Периодичность ремонта котельно-вспомогательного
оборудования зависит от его функций в составе котельной установки,
конструктивных особенностей и условий эксплуатации (таблица 9.1).

Таблица 9.1. Периодичность ремонта котельно-вспомогательного
оборудования

Наименование оборудования	Периодичность, мес.
К	Т
Оборудование водоподготовки:
Фильтры натрий-катионитовые и механические	40	12
Фильтры водород-катионитовые и механические	24	12
Солерастворители	36	12
Баки гидроперегрузки	72	12
Деаэрационные установки	48	12
Осветители	48	12
Декарбонизаторы	48	12
Сепараторы и расширители непрерывной и периодической продувки	Совместно с котлом	12
Барботеры	То же	12
Баки питательные и конденсатные	36	12
Дозаторы шайбовые	48	12
Смесители напорные	48	12
Бойлеры	48	12
Оборудование теплообменное
Подогреватели	48	12
Охладители воды, пара и конденсата	24	12
Редукционные установки	12	6
Барботер	в зависимости от технического состояния

Внутренний осмотр котлов, находящихся в эксплуатации,
производится представителем Госгортехнадзора РФ не реже чем через каждые 4
года, а гидравлическое испытание — не реже чем через каждые 8 лет.

Периодичность ремонта котлоагрегатов может быть
уточнена в зависимости от режима эксплуатации котлов, что позволяет перейти к
системе ТОР по фактическому техническому состоянию.

В нормах трудоемкости ремонта паровых и водогрейных
котлов и котельно-вспомогательного оборудования учтены все виды ремонтных работ
слесарные, станочные, обмуровочные, теплоизоляционные (таблица 9.2).

Таблица 9.2. Нормы трудоемкости ремонта котлов и
котельно-вспомогательного оборудования

Наименование оборудования	Трудоемкость, чел.-ч
К	Т
Котлы паровые паропроизводительностью, т/ч
2,5	800	240
4,0	1100	360
6,5	1400	420
10,0	1650	480
Котлы водогрейные производительностью, Гкал/ч
до 4,3	1000	300
6,5	1300	390
8,3	1500	450
10,0	1800	540
Экономайзеры водяные чугунные и стальные на каждые 100 м² поверхности нагрева
80-100	25-30
Воздухоподогреватели трубчатые на каждые 100 м² поверхности нагрева	70	20
Обдувочное устройство на один аппарат (без редуктора)	36	12
Вентиляторы дутьевые
ВД-6	40	10
ВД-8	50	12
ВД-10	70	18
ВД-12	80	20
Дымососы центробежные одностороннего всасывания:
Д-8	60	16
Д-10	80	20
Д-12	100	25
Теплообменники водо-водяные с поверхностью нагрева, м²
до 1	16	5
2-3	25	8
4-6	35	10
7-9	40	12
Расходные топливные емкости, м³
100	100	30
Пароподогреватели пароводяные с поверхностью нагрева, м²
10	48	18
20	66	24
50	126	30
100	200	40
140	240	72
200	300	92
Емкостные пароводяные подогреватели типа СТД емкостью, м³
0	30	12
1,0	39	18
2,0	48	20
4,0	64	32
Подогреватели топлива производительностью, т/ч
6	45	14
Фильтры топливные производительностью, т/ч
до 10	15	4
Форсунки топливные механические производительностью, т/ч
0,2-10	8	2
Форсунки топливные паровые производительностью, т/ч
до 1,8	8	2,4
Горелка инжекционная производительностью, ккал/ч
2,5∙10⁶	18	5
Деаэраторы производительностью, т/ч
5	100	30
10	125	38
25	160	48
50	172	56
Натрий-катионитовые фильтры диаметром, мм
1000	50	12
1500	60	12
2000	72	24
Солерастворители диаметром, мм
478	28	12
630	32	10
1030	40	14
Бункер мокрого хранения соли емкостью, м³
10	26	12
20	40	12
50	68	20

Нормы расхода и резерва комплектующих изделий и
запасных частей котлов и котельно-вспомогательного оборудования приведены в
таблице 9.3
на ремонт пяти единиц однотипного оборудования.

Таблица 9.3. Нормы расхода на ремонт и резерва комплектующих изделий и
запасных частей котлов и котельно-вспомогательного оборудования

Наименование оборудования	Нормы расхода на ремонт	Нормы резерва
К	Т
Трубы кипятильные и экранные, %	—	—	5
Камеры экранов, шт.	4	—	2
Коллекторы, шт.	4	—	2
Затворы лючковые овальные, %	20	10	5
Затворы лазовые, шт.	1	—	1
Люки шуровочные, шт.	5	2	2
Люки смотровые, шт.	5	2	2
Гляделки, шт.	10	5	2
Лючки для измерительных приборов, шт.	10	5	2
Клапаны взрывные, шт.	2	1	1
Затворы эоловые, шт.	5	2	1
Затворы шлаковые, шт.	5	2	1
Котлы вертикальные цилиндрические
Колосники, комплект	2	1	1
Балки подколосниковые, комплект	1	—	1
Заслонки дымовые, шт.	2	1	1
Дверки загрузочные, шт.	1	1	1
Котлы чугунные
Секции котла, комплект	2	1	1
Колосники, %	30	10	15
Подколосниковые балки, шт.	2	1	1
Шуровочные дверцы, шт.	2	1	1
Топочные дверцы, шт.	2	1	1
Арматура
Клапаны обратные питательные, шт.	4	—	1
Вентили запорные, шт.	40	15	2
Задвижки, шт.	20	10	2
Краны спускные, дренажные, комплект	3	1	2
Краны трехходовые, шт.	5	2	1
Водоуказательные колонки, комплект	1	—	1
Сигнализаторы уровня, комплект	1	1	1
Задвижки из коррозионностойкой стали, шт.	10	2	2
Воздушные краны, шт.	5	2	2
Перегреватели
Змеевики или трубы, %	20	—	8
Коллекторы, шт.	2	—	1
Экономайзеры
Трубы ребристые чугунные, %	15	—	10
Коллекторы, шт.	2	—	1
Калачи, %	10	5	5
Заслонки шиберные, шт.	2	—	1
Трубы стальные, %	15	—	10
Воздухоподогреватели
Трубы стальные, %	25	5	10
Компенсаторы, шт.	1	—	—
Трубные доски, шт.	3	1	1
Кубы воздухоподогреватели, комплект	2	—	1
Обдувочные устройства
Труба обдувочная, комплект	2	1	1
Муфта шарнирная, шт.	5	2	2
Колесо, шт.	3	1	1
Шестерня, шт.	2	1	1
Шпиндель в сборе, комплект	2	—	—
Втулки закладные, комплект	4	2	2
Форсунки
Шайба распределительная, шт.	5	2	1
Завихритель топлива, комплект	5	2	1
Завихритель паровой, комплект	3	1	1
Вентиляторы и дымососы
Рабочие колеса, шт.	2	—	1
Лопатки рабочего колеса, комплект	3	1	1
Примечание — Вышеуказанное оборудование необходимо для бесперебойной работы котельных в течение года и должно находиться в обменном фонде БПО (ЦБПО).

10. ТЕХНИЧЕСКОЕ
ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ СИСТЕМ ВОДОСНАБЖЕНИЯ, КАНАЛИЗАЦИИ И ОЧИСТНЫХ
СООРУЖЕНИЙ, ИНЖЕНЕРНЫХ КОММУНИКАЦИЙ

10.1.
Номенклатура оборудования

Нормативы по техническому обслуживанию и ремонту
разработаны для:

технологических трубопроводов;

оборудования системы водоснабжения: насосов,
артскважин, натрийкатионовых фильтров, бактерицидных установок, емкостей для
хозяйственно-производственного запаса воды, запорной арматуры, сетей наружного
водопровода;

оборудования системы хозяйственно-фекальной и
промышленной канализации: смотровых колодцев, канализационных коллекторов,
колодцев с гидравлическим затвором, емкостей сбора промышленных канализационных
стоков, дренажных приямков (в т.ч. лотков для отвода промышленных стоков из
помещений насосной), запорной арматуры, канализационных сетей;

трубопроводов горячей воды и пара;

очистных сооружений: септиков, компактных установок типа
КУ, песколовок, нефтеловушек, прудов отстаивания, флотационных установок,
биологических фильтров, аэротенков.

Все трубопроводы, подлежащие регистрации в местных
органах Госгортехнадзора, должны иметь паспорта с техническими
характеристиками, в которые эксплуатационным персоналом записываются
обнаруженные дефекты и производимые ремонтные работы.

10.2. Система
канализации

На НПС, как правило, существуют две системы
канализации:

производственно-ливневая;

хозяйственно-бытовая.

Производственно-ливневая канализация относится к
категории взрывопожароопасных объектов.

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

Присоединение трубопроводов одной системы канализации
к другой не допускается.

10.2.1. Контроль работоспособности

Контроль работоспособности системы канализации
включает наружный и внутренний осмотр состояния системы.

Наружный осмотр проводится не реже 1 раза в месяц,
внутренний — два раза в год, преимущественно весной и осенью.

При наружном осмотре проводится проверка:

исправности и чистоты смотровых колодцев, наличия и
плотности прилегания крышек люков; целостности люков; горловин, скоб и лестниц;
герметичности гидравлического затвора; отсутствия газов в колодцах; степени
наполнения труб, наличия подпора (затопления), засорений и других нарушений,
видимых с поверхности земли; наличия завалов на трассе в местах расположения
колодцев и в лотках для отвода промстоков из помещения насосной, а также осмотр
емкости, дренажных приямков, дренажных решеток.

При внутреннем осмотре проводятся:

проверка исправности гидрозатвора (проверка или замена
прокладок, заделка раструбов гидрозатвора); штукатурка гидрозатворов; осмотр
внутреннего состояния смотровых колодцев и аварийных выпусков камер, эстакад и
переходов коллекторов и каналов; обследование стен, горловин, лотков, входящих
и выходящих труб; проверка целостности скоб, лестниц, люков и крышек, наличия
пломб; проверка гидравлических условий работы; обслуживание арматуры.

По результатам осмотров и в зависимости от степени
повреждений производятся текущий или капитальный ремонт.

10.2.2. Типовой объем работ при текущем ремонте

При текущем ремонте системы канализации производятся:
удаление грязи, снега, льда, посторонних предметов из смотровых колодцев,
восстановление плотности прилегания крышек люков; очистка дренажной решетки от
задержанных сбросов; разборка завалов на трассе и в местах расположения
колодцев; восстановление исправности сбросового оголовка канализационного
коллектора, при необходимости очистка устья от ила и посторонних предметов;
удаление грязи с запорной арматуры, подтяжка сальников.

10.2.3. Типовой объем работ при капитальном ремонте

При капитальном ремонте системы канализации производятся:
ремонт распределительных лотков, шиберов; заделка трещин в колодцах,
переукладка горловин или полная переделка колодцев; замена крышек люков;
набивка или донабивка сальников запорной арматуры, замена отдельных деталей или
полная замена задвижек, покраска; замена неисправной дренажной решетки;
зачистка емкости бака накопителя; замена прокладки гидрозатвора; заделка
раструбов гидрозатвора; штукатурка колодцев с гидрозатвором; полная или
частичная переукладка отдельных участков сети в связи с наметившимися
разрушениями или просадками труб.

10.2.4. Профилактические и аварийные очистки системы канализации

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

Профилактическая очистка канализационного коллектора
проводится в соответствии с планом подготовки к зиме. Участки сети, имеющие
строительные дефекты и недостаточные уклоны прочищаются чаще.

Основными способами прочистки труб канализационных
сетей приняты следующие:

гидравлический — промывка водой;

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

механический — прочистка с помощью снарядов,
проталкиваемых по трубопроводам на трассах с помощью лебедок.

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

10.3. Система
водоснабжения

10.3.1. Контроль работоспособного состояния системы
водоснабжения

Система водозабора, подачи, распределения и подготовки
питьевой воды должна обеспечивать бесперебойное и надежное снабжение
потребителей водой, отвечающей требованиям ГОСТ
2874-82 [14],
СанПиН
2.1.4.559-96 [47].

Обслуживание установок по подготовке питьевой воды
осуществляется в соответствии с Правилами технической эксплуатации систем
водоснабжения и водоотведения населенных мест [15].

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

Контроль работоспособности артскважин проводится один
раз в месяц, при этом осуществляются:

замер эксплуатационного дебита, м³/ч;

замер положений динамического и статического уровней,
м;

химический и бактериологический анализ воды (один раз
в месяц, если нет специальных указаний органов санитарного надзора);

анализ содержания в воде взвешенных частиц (песка,
ила, глины и пр.) не более 2 % (при заметном увеличении содержания — не реже
двух раз в месяц).

Признаками неработоспособности артскважины являются:
уменьшение дебита; изменение динамического и статического уровня; ухудшение
химических и бактериологических качеств воды.

При проявлении одного из выше перечисленных признаков
неработоспособности скважин необходимо установить причину и устранить ее.

Причинами уменьшения дебита скважины являются:

неисправность насосного агрегата; занос песком
водоприемной части скважины; закупорка отверстий фильтра отложениями солей и
цементация пор породы вокруг фильтра.

Основными причинами понижения статического уровня в
скважине являются:

влияние работы близлежащих скважин;

естественное снижение уровня воды в эксплуатируемом
водоносном горизонте.

Ухудшение химических и бактериологических качеств воды
может произойти от проникновения в скважину или водоносный горизонт агрессивных
или загрязненных вод через устье скважины, по затрубному пространству из
вышележащих водоносных пластов, а также из-за незатампонированных соседних
скважин.

Профилактический ремонт и замена изношенных деталей
водонасосных установок производятся не реже одного раза в шесть месяцев и не
реже одного раза в девять месяцев для водонасосных установок, работающих
периодически.

Контроль работоспособного состояния водопровода
производится при наружном осмотре и профилактическом обслуживании системы
водоснабжения.

Наружный осмотр трасс водопровода и проверка действия
сооружений и оборудования проводятся не реже одного раза в два месяца.

Профилактическое обслуживание системы водоснабжения
осуществляется не реже двух раз в год, как правило, в осенний и весенний
периоды.

При наружном осмотре проводится проверка: водяных
насосов (чистка и смазка подшипников, осмотр торцовых уплотнений, проверка
затяжки болтов крепления); оборудования артскважины (обратного клапана,
задвижки, водомера и т.д.); натрийкатионового фильтра, его герметичности и
работы; бактерицидной установки, ее герметичности и работы; емкости, ее
герметичности; сетей водопровода, (выявление негерметичности); исправности
смотровых колодцев, наличия крышек люков; обследование оголовка водоприемника;
состояния самотечных и сифонных трубопроводов путем сопоставления уровней воды
в береговом колодце и водоеме (увеличение разности в уровнях и вынос осадка в
колодец являются признаками засорения трубопроводов).

На основании результатов наружного осмотра и
профилактического обслуживания оборудование системы водоснабжения выводят в
текущий или капитальный ремонт.

10.3.2. Типовой объем работ при текущем ремонте

При текущем ремонте системы водоснабжения
производятся: подтяжка торцового уплотнения, затяжка болтов крепления,
центровка водяных насосов; замена эластичных элементов соединительной муфты;
подтяжка сальникового уплотнения запорной арматуры артскважины, удаление грязи;
устранение негерметичности натрий-катионового фильтра; устранение
негерметичности бактерицидной установки; покраска емкости; удаление грязи из
смотровых колодцев, установка отсутствующих крышек люков; устранение
негерметичности водопровода, замена отдельных участков трубопроводов в размере
не более 20 % протяженности.

10.3.3. Типовой объем работ при капитальном ремонте

При капитальном ремонте системы водоснабжения
производятся: ремонт насоса со вскрытием, разборкой торцового уплотнения,
заменой сальниковых уплотнений, проверкой состояния рабочего колеса и вала, их
заменой при необходимости; центровка насоса; набивка сальников, замена
отдельных деталей узлов запорной арматуры; очистка и промывка натрийкатионового
фильтра; удаление осадков из емкости; смена люков, крышек колодцев водопровода;
ремонт ходовых скоб, лестниц, горловин колодцев водопровода; устранение
негерметичности водопровода; демонтаж пришедшего в негодность и прокладка
нового трубопровода, замена арматуры, фланцев, прокладок сальниковых
компенсаторов, замена подвижных и неподвижных опор, полное восстановление
антикоррозионного покрытия и термоизоляции, гидравлическое испытание со сдачей
местным органам Госгортехнадзора.

10.4. Трубопроводы
горячей воды и пара

10.4.1. Контроль работоспособности

Трубопроводы горячей воды и пара, имеющие в течение
года сезонный перерыв в работе, ежегодно подвергаются гидравлическому испытанию
на давление, равное 1,25 рабочего, а трубопроводы, работающие без перерыва —
один раз в два года.

Оперативный контроль трубопроводов горячей воды и пара
осуществляется в сроки, указанные в таблице 2.1.

Плановый контроль трубопроводов горячей воды,
незарегистрированных в Госгортехнадзоре, проводится не реже одного раза в два
года, при этом осуществляются:

проверка герметичности сварных швов и фланцевых
соединений; осмотр состояния теплоизоляции и антикоррозионного покрытия;
регулировка отопительной системы (один раз в год перед отопительным сезоном
или, при необходимости, в случае отклонения режима работы системы); проверка
плотности прилегания крышек, герметичности арматуры и работы измерительных
приборов водоподогревателей.

Трубопроводы пара и горячей воды, зарегистрированные в
Госгортехнадзоре, подвергаются техническому освидетельствованию в сроки,
предусмотренные правилами Госгортехнадзора.

В случае выявления неисправностей при испытаниях,
оперативных и плановых контролях, технических освидетельствованиях трубопроводы
горячей воды и пара могут быть выведены в текущий или капитальный ремонт.

10.4.2. Типовой объем работ при текущем ремонте

При текущем ремонте производятся: промывка системы
трубопроводов; замена отдельных групп радиаторов или ребристых труб,
регулировочной арматуры; ремонт сливных и воздушных труб, вантузов и
расширительных баков, ремонт теплового пункта.

10.4.3. Типовой объем работ при капитальном ремонте

При капитальном ремонте производятся: восстановление
теплоизоляции и антикоррозионного покрытия; демонтаж пришедшего в негодность и
прокладка нового трубопровода; замена арматуры, фланцев, прокладок сальниковых
компенсаторов; полное восстановление теплоизоляции и т.д.

После капитального и текущего ремонтов трубопроводы
пара и горячей воды должны быть испытаны в объеме, установленном «Правилами
устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды» [9].

10.5. Очистные
сооружения

10.5.1. Контроль работоспособности

Система отвода и очистки сточных вод должна
обеспечивать предупреждение отвода с сооружений НПС воды, не отвечающей по
своим показателям требованиям «Правил охраны поверхностных вод от загрязнений
сточными водами» [16].

Эффективность работы (а также работоспособность)
отдельных очистных сооружений или их комплекса контролируется по составу
сточных вод и осадков до и после их пребывания на каждом этапе очистки, а также
после всего комплекса очистных сооружений. Состав сточных вод и осадков
проверяются не реже 1 раза в 10 дней.

Эксплуатация, контроль технологических параметров,
обслуживание и ремонт очистных сооружений производится согласно инструкции по
эксплуатации, а также СНиП 2.04.03-85 [48] и
действующих нормативно-технических документов.

10.5.1.9. По результатам проведения контроля
работоспособного состояния очистные сооружения выводятся в текущий или
капитальный ремонт.

10.6. Нормативы
технического обслуживания и ремонта

10.6.1. Периодичность ремонта приведена в таблице 10.2.

Таблица 10.2. Периодичность ремонта инженерных
коммуникаций и очистных сооружений

Наименование сооружений	Периодичность
Т, мес.	К, лет
Наружный водопровод и канализация из чугунных труб	24	20
То же из стальных труб	24	15
То же из асбоцементных труб	12	10
Наружные тепловые сети	12	15
Внутренние сети водопровода, отопления, канализации, горячего водоснабжения и паропроводов:
в нормальных условиях	18	15
в агрессивной среде и при переувлажнении	12	12
Трубопроводная арматура	6	5
Песколовки	12	3
Нефтеловушки	6	2
Пруды отстаивания	12	4
Флотационные установки	24	4
Фильтры	12	3
Биофильтры	12	4
Аэротенки	12	4
Фильтры глубокой очистки	6	2

Периодичность ремонта трубопроводов из полиэтиленовых
труб, гуммированных и футерованных винипластом, полиэтиленом и фторопластом и
пр., приравнивается к периодичности ремонта трубопроводов из стальных труб
внутренних и наружных сетей с коэффициентом 0,75.

10.6.2. Нормы трудоемкости ремонта сварных
трубопроводов различного назначения и условий прокладки и рассчитанных на
давление до 2,5 МПа (25 кгс/см²) приняты без учета ремонта
промышленной трубопроводной арматуры, земляных и строительных работ и приведены
в таблице 10.3.

Таблица 10.3. Нормы трудоемкости ремонта трубопроводов различного
назначения

Наименование трубопровода	Вид ремонта	Нормы трудоемкости, чел.-ч на 100 м трубопровода диаметром, мм
до 25	50	75	100	150	200	250
Наружные трубопроводы
Водопровод, проложенный в траншее из чугунных труб	Капитальный	—	20	—	30	37	45	53
Текущий		6		9	11	13	16
То же из асбоцементных труб	Капитальный	—	—	—	27	33	40	48
Водопровод с противокоррозионной окраской, проложенный в траншеях, проходных и непроходных каналах	Капитальный	—	19	22	25	29	33	47
Текущий		5	5	6	7	8	12
Тепловые сети, паропроводы, проложенные на эстакадах, по стенам зданий и в проходных каналах	Капитальный	—	50	70	95	120	150	200
Текущий		12	18	25	30	40	50
Тепловые сети, паропроводы, проложенные в непроходных каналах	Капитальный	—	46	80	100	120	160	220
Текущий	—	20	35	50	75	90	120

Канализация фекальная и производственная из чугунных труб	Капитальный	—	17	—	25	31	38	44
Текущий	—	5	—	7	9	11	13
То же из керамических труб	Капитальный	—	—	—	—	27	34	40
Текущий	—	—	—	—	8	10	12
То же из асбоцементных труб	Капитальный	—	—	—	17	24	30	36
Текущий	—	—	—	5	7	9	11
Внутренние трубопроводы
Водопровод холодной и горячей воды, воздуховоды сжатого воздуха, трубопроводы системы отопления без изоляции	Капитальный	20	30	40	55	70	90	110
Текущий	5	7	10	15	17	22	26
Паропроводы	Капитальный	30	42	60	80	105	130	160
Текущий	7	10	15	20	26	32	40
Канализация фекальная и производственная из чугунных труб	Капитальный	—	30	—	40	52	65	75
Текущий	—	7	—	10	12	16	20

Трудоемкость ремонта наружных трубопроводов приведена
без учета земляных и строительных работ.

При пользовании нормами трудоемкости учитывается:

трудоемкость ремонта трубопроводов, смонтированных на
фланцевых соединениях, определяется с коэффициентом 1,1, а для трубопроводов,
рассчитанных на давление более 2,5 МПа (25 кгс/см²), — с
коэффициентом 1,2;

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

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

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

В нормах трудоемкости предусмотрены станочные работы в
размере 10 % при капитальном ремонте, 5 % — при текущем ремонте и
теплоизоляционные — 30 %.

10.6.3. В таблице 10.4 приведены нормы расхода
и резерва комплектующих изделий и запасных частей для трубопроводной арматуры и
водонагревателей.

Таблица 10.4. Нормы расхода на ремонт и резерва запасных частей
трубопроводной арматуры и водонагревателей

Наименование запасных частей	Нормы расхода на ремонт 10 единиц однотипного оборудования	Нормы резерва на 10 однотипных эксплуатируемых единиц
К	Т	ТО
Штоки к вентилям и задвижкам, шт.	2	1	—	1
Седла с одной рабочей поверхностью, шт.	3	1	1	2
Клапаны, шт.	3	1	1	2
Втулка штоков, шт.	2	1	—	2
Зубчатые пары к приводным головкам, комплект	1	1	—	1
Сальниковые втулки, шт.	4	2	1	2
Маховички, шт.	2	1	1	1
Корпус, шт.	2	1	—	1

11.
СБОР, ОБРАБОТКА ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ ИНФОРМАЦИИ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ
НАДЕЖНОСТИ

Каждое предприятие с учетом основных требований
настоящего раздела должно организовать сбор информации и определение
показателей надежности для всего механо-технологического оборудования.
Фактические показатели надежности учитываются при определении периодичности
диагностических контролей, технического обслуживания и ремонтов, а также в
планировании работ по совершенствованию и модернизации оборудования или его
замене.

Автоматизированные сбор, обработка, хранение и выдача
информации о надежности работы механо-технологического оборудования НПС должны
осуществляться с учетом разработки и внедрения единой системы контроля и
управления техническим обслуживанием и ремонтом (СКУТОР) объектов и сооружений
нефтепроводов АК «Транснефть».

11.1. Сбор информации

11.1.1. Информация о надежности подразделяется на
базовую, входящую и выходящую.

11.1.2. Базовая информация должна формироваться и
корректироваться АО МН (РНУ) и содержать:

данные о номенклатуре установленного, эксплуатируемого
и имеющегося в резерве механо-технологического оборудования НПС;

данные о технологических схемах и режимах НПС;

сведения о номинальных параметрах и характеристиках
оборудования НПС;

сведения о наработке и фактических характеристиках
устанавливаемого (нового) оборудования или вводимого в эксплуатацию после
ремонта;

периодически фиксируемые технико-экономические
показатели оборудования;

кодификаторы оборудования, видов его отказов и причин,
их вызывающих.

11.1.3. Входящая информация должна содержать:

сведения о фактических эксплуатационных параметрах
механо-технологического оборудования;

данные об отказах, времени и трудозатратах на
проведение ремонтных работ;

сведения о стоимости выполненных в отчетном периоде
ремонтных работ;

сведения об изменениях состава и размещения
оборудования.

11.1.4. Эксплуатационные параметры
механо-технологического оборудования, подлежащие обязательному контролю,
определяются в соответствии с эксплуатационной и ремонтной документацией на
каждый вид оборудования. Данные о параметрах, результатах проведения,
диагностики и неразрушающего контроля, испытаний оборудования должны
регистрироваться в журналах учета работы оборудования с периодичностью,
предусмотренной эксплуатационной документацией, а также приводимой в разделах
настоящего РД.

11.1.5. Отказом оборудования является любое
нарушение работоспособности, приводящее к его остановке или снижению
технико-экономических показателей по сравнению с установленными в
нормативно-технической документации.

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

11.1.7. Повторный вывод оборудования в ремонт в
течение первого месяца его работы после окончания капитального (текущего)
ремонта считается отказом.

11.1.8. Конкретные виды механо-технологического оборудования
(насосы, регуляторы давления, устройства гашения ударной волны,
фильтры-грязеуловители, емкости утечек, оборудование котельной, запорная
арматура и др.), по которым собирается и регистрируется информация по отказам,
определяются специальным приказом (решением) АО МН.

11.1.9. Для возможности оценки влияния пусков
(включений) на надежность работы оборудования и изменение его параметров
следует вести учет числа пусков (включений).

11.1.10. С целью оценки работы служб БПО необходимо
фиксировать данные о времени, трудозатратах и стоимости выполненных ремонтных
работ с последующим вводом в базу данных (БД).

11.1.11. Сбор информации об отказах и наработках
оборудования должен производиться непрерывно с начала его эксплуатации с
помощью средств АСУ, а при их отсутствии — персоналом НПС.

Все отказы, произошедшие в работе
механо-технологического оборудования, регистрируются в хронологическом порядке
в журнале учета аварий и отказов. Далее сведения должны быть введены в БД.

Ответственность за правильность учета аварий и отказов
в работе, своевременное представление в
вышестоящую организацию актов расследования и сведений об отказах, а также
хранение журнала учета аварий и отказов, актов расследований возлагается на
лицо, ответственное за эксплуатацию механо-технологического оборудования
предприятия.

11.1.12. Предприятия должны обеспечить достаточно
полное и своевременное заполнение эксплуатационной и ремонтной документации
сведениями об отказах, неисправностях, объемах ремонтов.

11.2. Порядок обработки
эксплуатационной информации о надежности

11.2.1. Обработка эксплуатационной информации о
надежности производится в следующем порядке:

первичная обработка информации и формирование выборок;

определение показателей надежности;

анализ показателей надежности, выявление так
называемого слабого звена оборудования.

11.2.2. Календарная продолжительность наблюдений для
определения показателей надежности должна составлять не менее двух лет либо
приниматься равной межремонтному периоду при условии, что за это время
зарегистрировано три-четыре отказа.

11.2.3. Первичная обработка информации.

За установленный период наблюдений в БД должны быть
следующие сведения:

дата, время отказа, отказавший узел (деталь), причина
отказа;

суммарная наработка оборудования за период наблюдений,
а также узлов (деталей), наработка которых регламентирована другими НТД;

результаты периодических контролей
технико-экономических показателей объекта;

данные о числе пусков;

суммарная наработка оборудования с начала эксплуатации
и момента проведения последнего ремонта.

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

Информация о наработках между отказами необходима для
определения наработки оборудования за период наблюдений, а также средней наработки
на отказ.

Данные о количестве пусков используются при оценке
работы ремонтных служб, а также возможного влияния пусков на надежность работы
НА.

На основании сведений, имеющихся в БД, формируются
выборки конкретно по видам отказов для каждой единицы оборудования (например,
для насосов — по отказам торцовых уплотнений, подшипников и т.д.), содержащие
данные о количестве отказов, наработках между ними. Сведения используются с
целью определения средних наработок на отказ для различных узлов оборудования и
выявления минимальной из них, так называемой наработки слабого звена, а также
для определения других показателей надежности.

11.2.4. Определение показателей надежности

11.2.4.1. Средняя наработка оборудования на отказ Т
рассчитывается по формуле

, (11.1)

где r — суммарное число отказов
за период наблюдений τ_к;

t_i — i-я наработка в часах между отказами за период τ_к.

11.2.4.2. Среднее время восстановления:

, (11.2)

где — время в часах, затраченное на i-й
ремонт.

11.2.4.3. В качестве показателя, позволяющего оценить
степень влияния частоты пусков на надежность НА, принимается коэффициент
относительной частоты пусков К_п, величина которого равна среднему
числу пусков НА за 1000 ч работы:

, (11.3)

где П — суммарное число пусков за отчетный период;

Т_р — суммарное время работы НА в часах (наработка) за отчетный период τ_к.

11.2.5. Анализ надежности механо-технологического
оборудования базируется на результатах расчетов (п. 11.2.4).

Минимальная величина средней наработки какого-либо
узла оборудования на отказ учитывается при определении периодов проведения
диагностических контролей. Данные о фактических показателях надежности, а также
результаты диагностических контролей и испытаний используются при корректировке
сроков и объемов проведения плановых ремонтов оборудования.

12. ТЕХНИЧЕСКОЕ
ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ОБОРУДОВАНИЯ И СООРУЖЕНИЙ ЗАКОНСЕРВИРОВАННЫХ ИЛИ ВРЕМЕННО
ВЫВЕДЕННЫХ ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ НПС

12.1.
Принципы организации и проведения работ по выводу НПС в резерв

При временном выводе НПС из эксплуатации в резерв ее
оборудование должно подвергаться техническому обслуживанию и ремонту в объеме,
зависящем от категории резервирования объекта.

Категория резервирования определяется на стадии
разработки технико-экономического обоснования (ТЭО) вывода НПС из эксплуатации.
ТЭО выполняется для конкретной НПС с учетом режимов перекачки по данному
нефтепроводу на перспективу, фактической наработки оборудования и его
технического состояния и затрат, связанных с реконструкцией НПС (реконструкцией
камеры приема и пуска скребка, систем энергоснабжения, теплоснабжения, системы
канализации и очистных сооружений, охранной сигнализации), затрат по
трудоустройству персонала резервируемой НПС и т.п. Целесообразность
резервирования НПС определяется сравнением приведенных затрат двух и более
вариантов снижения производительности перекачки (например, работой с меньшим
числом насосов, заменой ротора, типоразмера насоса, работой через станцию,
дросселированием излишнего напора и т.д.). По результатам ТЭО принимается решение
о выводе в резерв НПС без консервации оборудования, о проведении консервации
или выносится решение о ликвидации НПС.

После принятия решения о консервации для данной НПС
разрабатывается технологический регламент по проверке и обеспечению работоспособности
ее оборудования и систем. При консервации оборудования НПС следует
руководствоваться ГОСТ
9.014-78 [17]
и ГОСТ 23216-78 [18].

Технологический регламент должен состоять из следующих
разделов:

общая характеристика оборудования НПС, оценка его
технического состояния и остаточного ресурса;

определение перечня оборудования и систем НПС,
подлежащих консервации или демонтажу;

определение перечня оборудования и систем, подлежащих
реконструкции;

технология консервации оборудования, подготовки
поверхности;

способы консервации оборудования и систем;

материалы, применяемые при консервации;

нормы расхода защитных материалов;

контроль качества консервации;

определение количества защитных средств, химреагентов,
специнструмента, техники, приспособлений для проведения работ по консервации;

трудоемкость работ по выводу НПС в резерв, определение
сроков консервации объекта;

определение состава бригады по консервации объекта,
квалификации привлекаемого дополнительно персонала;

техническое обслуживание и контроль состояния
оборудования на законсервированной НПС. Функционирование отдельных объектов
(котельная, больница и пр.), находящихся на балансе НПС. План-графики осмотров,
проверок, обкатки, испытаний оборудования и систем. Численность и квалификация
обслуживающего персонала. Трудоустройство сокращаемого персонала НПС;

ремонт оборудования и систем на законсервированной
НПС;

устранение дефектов в защитном материале, выявленных
при осмотрах и проверках;

переконсервация оборудования НПС;

расконсервация оборудования НПС;

проверка оборудования на работоспособность и обкатка
до вывода на рабочий режим;

техника безопасности и охрана окружающей среды при
проведении работ на законсервированном объекте;

пожарная безопасность на законсервированной НПС;

охрана законсервированных НПС.

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

На основании технологического регламента для каждого
вида оборудования составляются технологические карты консервации, хранения,
осмотров оборудования с указанием рабочих параметров до консервации,
технологических операций по подготовке поверхности к консервации, графиков
осмотров, проверок, мероприятий при осмотре, требований по переконсервации и
расконсервации. Для законсервированной НПС составляется технический паспорт,
включающий технологические карты на законсервированное оборудование,
план-графики осмотров, проверок, ремонта оборудования и систем, оставшихся в работе,
перечень демонтированного оборудования и систем с указанием мест хранения,
порядок ввода объекта в эксплуатацию, порядок действия персонала при аварийных
ситуациях и пр., эксплуатационную документацию с указанием реконструированных
объектов и актом на изменение категории электроснабжения, согласованным с
представителями энергосетей района.

Для вывода НПС в резерв приказом по АО МН создается
комиссия в составе: представитель или доверенное лицо АК «Транснефть»;
представители проектной организации и АО МН, в ведении которого находится
нефтепровод; главный инженер районного управления; старший инженер выводимой в
резерв НПС; инженеры всех служб НПС; инженер по технике безопасности;
представители Госгортехнадзора, службы энергосетей района, связи, службы пожарной
охраны и ВОХР, комитета охраны окружающей среды; при необходимости,
представители других организаций (НИИ, заводов-изготовителей отдельных изделий
и т.д.).

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

12.2. Перечень основного
и вспомогательного оборудования и систем НПС, остающихся в работе и
подлежащих консервации при выводе НПС в резерв

К оборудованию и системам НПС, оставленным в
эксплуатации, относятся:

система отопления (котельная, теплосети, приточная
вентиляция в ЗРУ для блочно-модульных станций). В случае опорожнения
резервуаров и технологических трубопроводов для снабжения топливом котельной,
работающей на нефти, необходимо предусмотреть прокладку трубопровода от магистрального
нефтепровода; система водоснабжения (артезианские скважины с насосами первого и
второго водоподъема); система канализации (промышленная и фекальная) с
очистными сооружениями; система приточной вентиляции электрозала основной и
подпорной насосной с насосами горизонтального исполнения; система пенного
пожаротушения (при наличии нефти в технологических трубопроводах и резервуарах)
и система водяного пожаротушения с колодцами и гидрантами; система охранной
сигнализации.

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

система обеспечения перекачки нефти, включающая
резервуарный парк, магистральные насосные агрегаты, подпорные насосные агрегаты
на головных НПС, зачистной насос или насос внутренней перекачки на промежуточной
НПС, технологические нефтепроводы с арматурой, насосы откачки утечек;
вспомогательные системы, связанные с перекачкой нефти (узел приема-пуска
скребка, фильтры-грязеуловители, устройство гашения ударной волны и система
«Аркрон», емкости сброса ударной волны и сбора нефти, система сбора утечек,
маслосистема); система водо- и теплоснабжения для отопления и водоснабжения
блок-боксов мастерских, вахтенного персонала и пр.; система пенного
пожаротушения при опорожненных резервуарах и технологических нефтепроводах:
система вытяжной вентиляции.

12.3. Типовой объем
работ и периодичность технического обслуживания и ремонта
механо-технологического оборудования на законсервированной НПС

Выведенное из эксплуатации оборудование подлежит
плановым осмотрам и проверкам по графикам, утвержденным главным инженером РНУ.
При этом осуществляются подновление защиты, оценка технического состояния
элементов, оборудования в целом (без общей расконсервации), его работоспособности;
возможен ремонт и переконсервация (таблица 12.1).

Техническое обслуживание и ремонт
механо-технологического оборудования, законсервированного или оставленного в
работе на временно выведенной из эксплуатации НПС, осуществляется вахтовым
персоналом.

12.4. Основные положения
по техническому обслуживанию механо-технологического оборудования в период
расконсервации НПС

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

При расконсервации насосов обязательна ревизия
подшипников, концевых уплотнении вала. Заключение о работоспособности насосов
выдается после их испытаний, которые включают кратковременный пуск и испытание
на рабочем режиме в течение двух часов. При этом проверяют уровень вибрации
согласно нормам. Магистральные насосы считаются принятыми в эксплуатацию после
испытаний их в рабочем режиме в течение четырех часов. Основные и
вспомогательные насосы подлежат проверке на работоспособность после того, как
их двигатели были подготовлены к запуску.

Устранение дефектов, обнаруженных при периодических
осмотрах или перед вводом оборудования в эксплуатацию, осуществляется вахтовым
персоналом законсервированной НПС или аварийной бригадой РНУ. Состав аварийной
бригады для производства работ на законсервированной НПС определяется объемом и
категорией сложности восстановительных работ. Обязательно наличие в бригаде
инженера-механика, инженера-энергетика, инженера КИП, слесарей по ремонту
технологических установок и электроустановок, сварщика, лаборанта-химика, специалиста по дефектоскопии,
водителей, инженера местной службы устройств релейной защиты и автоматики.
Квалификация персонала должна быть не ниже 4 разряда, обязательным является
овладение смежными профессиями. В технологических картах консервации отмечаются
дата и время устранения дефектов.

Источник

В настоящей Типовой инструкции приведены основные требования к эксплуатации технологического оборудования установок водяного пожаротушения, используемых на энергетических предприятиях, а также изложен порядок промывки и опрессовки трубопроводов установок пожаротушения.

Современное деревообрабатывающее оборудование

В настоящее время дома, коттеджи и другие строения из дерева вновь приобретают большую популярность, а промышленное деревообрабатывающее оборудование пользуется большим спросом. Современные деревообробатывающие станки и вспомогательные устройства, такие как заточной станок для ленточных пил или тепловые калориферы выпускают многие предприятия. Процесс обработки древесины состоит из нескольких этапов: распиловка, сушка исходного сырья, сборка и отделка готовой продукции. Сегодня выпускается огромное количество разнообразных деревообрабатывающих станков, позволяющих выполнять самые сложные технологические процессы.
Так, современные станки деревообробатывающие отличаются высочайшей точностью, с их помощью древесине можно придать абсолютно любую форму и размер. Применяя специальные устройства для обработки дерева, можно получать не только крупногабаритные изделия (доски, брусья), но и небольшие детали для мебели, паркет, столярные изделия и многое другое.

Виды оборудования для деревообработки Все деревообрабатывающие станки отличаются определенными критериями, начиная от технологической процедуры и заканчивая способом обработки. Так, промышленные и бытовые деревообробатывающие станки бывают: фуговальные, ленточнопильные, фрезерные станки, фрезерные станки сЧПУ, рейсмусовые, сверлильные, долбежные, шипорезные, токарные, шлифовальные итак далее.

Каждый процесс требует применения специального оснащения. Раскрой фанеры и древесностружечных плит выполняется при помощи круглопильных и биметаллических ленточных пил. Можно купить ленточную пилу, выполняющую несколько функций, кроме того, предлагаются ленточные пилы, работающие на разных скоростях. Фуговальные станки призваны создавать базовые поверхности. Определенную толщину изделию можно придать, используя рейсмусовые станки для деревообработки. При помощи сложного фрезерного оборудования можно решить многие задачи по обработке деревянных деталей.

Специальные фрезы разного размера образуют различные поверхности на обрабатываемых изделиях. Долбежные и сверлильные станки применяются для того, чтобы получить любые по размеру сквозные или несквозные отверстия. Сложные конические и цилиндрические формы можно создать, используя токарные станки. Также применяется станок слесарный, станок для заточки ленточных пил и так далее.

Специальное оборудование применяется для распиловки леса, оно подразделяется на рамную пилораму, дисковую и круглопильную пилораму и ленточную пилораму. Считается, что наиболее распространены ленточные пилорамы. Именно поэтому продажа ленточных пил становится все более прибыльным бизнесом. Все чаще можно увидеть объявление «куплю ленточные пилы». При помощи ленточной пилы любые по размеру доски и брусья распиливаются по продольной линии, а именно эта задача является весьма сложной.

Срок службы ленточной пилорамы зависит от соблюдения инструкций по эксплуатации, предлагаемой заводом-изготовителем. Надежная и качественная пилорама при правильном уходе будет служить долгие годы. Кроме того, необходимо грамотно, в соответствии с техническими данными подбирать полотно для ленточной пилы.

Все полотна для ленточных пил должны четко соответствовать марке самого устройства. Специальное сушильное оснащение для деревообрабатывающих цехов Раньше древесину сушили исключительно в естественных условиях, но с появлением прогрессивного специального оборудования (тепловые калориферы) этот процесс стал гораздо технологичней, что позволило значительно сократить сроки производства. Сегодня продажа калориферов для сушки древесины осуществляется повсеместно там, где предлагается профессиональное деревообрабатывающее оборудование.

Условия эксплуатации оборудования для деревообработки Вообще станочная оснастка любого цеха по деревообработке зависит от продукции, которую он выпускает. Так, в одном случае необходимы бытовые деревообробатывающие станки, имеющие небольшие производственные мощности, а для другого производства требуются мощные станки деревообробатывающие и пилорамы.

Следует помнить, что все промышленное оборудование для деревообработки потребляет большое количество электроэнергии, и это необходимо принимать во внимание при проектировании цеха.

Общие сведения

Документация:	документация на технические средства/эксплуатационная
Предмет:	технические средства
Аудитория:	пользователи и операторы, применяющие технические средства при решении различных прикладных задач, а также специалисты, обслуживающие технические средства
Задачи:	обеспечить правильное применение и техническое обслуживание оборудования
Стандарты:	ГОСТ 2.601-2006, ГОСТ 2.610-2006

Цели и задачи

Принципиально руководством по эксплуатации может быть укомплектовано любое изделие от алюминиевой ложки до межгалактического крейсера, если таковой когда-нибудь будет построен. В области информационных технологий предметом руководства по эксплуатации, как правило, становится то или иное оборудование: сервер, принтер, платежный терминал, банкомат и т. п.

Эксплуатация любого оборудования распадается на два вида деятельности:

целевое применение;
техническое обслуживание.

Кроме технического обслуживания можно выделить еще текущий ремонт, хранение, транспортировку, но, по крайней мере, в случае компьютерной техники они к техническому обслуживанию примыкают.

В общем случае применяют оборудование одни люди, а обслуживают другие. Предположим, в офисном коридоре установили большой копировальный аппарат. Любой сотрудник может воспользоваться им для того, чтобы сделать копию документа или даже книги. Это целевое применение. Вместе с тем, системный администратор должен время от времени проверять состояние аппарата, менять или перезаправлять картридж, загружать бумагу, при необходимости вызывать специалиста по ремонту — это техническое обслуживание.

Задача руководства по эксплуатации — обеспечить необходимой технической информацией как пользователя, применяющего оборудование, так и обслуживающего это оборудование специалиста.

В ряде случаев (например, если из-за слишком большого объема документ становится неудобен в использовании) целесообразно разделить его на два тома: руководство по эксплуатации и руководство по техническому обслуживанию.

Содержание документа

В руководстве по эксплуатации оборудования должны быть описаны:

устройство и принципы работы оборудования;
целевое применение оборудования;
техническое обслуживание оборудования;
текущий ремонт оборудования;
хранение оборудования;
порядок транспортировки оборудования;
допустимые способы утилизации оборудования.

Фактически, это разделы руководства по эксплуатации. Для разных видов оборудования каждый из них может оказаться более или менее важным.

Типовая структура

ГОСТ 2.610-2006 содержит следующую типовую структуру руководства по эксплуатации.

Введение.
Описание и работа.
- Описание и работа изделия.
  - Назначение изделия.
  - Характеристики (свойства).
  - Состав изделия.
  - Устройство и работа.
  - Средства измерения, инструмент и принадлежности.
  - Маркировка и пломбирование.
  - Упаковка.
- Описание и работа составных частей изделия.
Использование по назначению.
- Эксплуатационные ограничения.
- Подготовка изделия к использованию.
  - Меры безопасности при подготовке изделия.
  - Правила и порядок заправки изделия ГСМ.
  - Объем и последовательность внешнего осмотра изделия.
  - Правила и порядок осмотра рабочих мест.
  - Правила и порядок осмотра и проверки готовности изделия к использованию.
  - Описание положений органов управления и настройки после подготовки изделия к работе и перед включением.
  - Указания об ориентировании изделия.
  - Особенности подготовки изделия к использованию из различных степеней готовности.
  - Указания о взаимосвязи (соединении) данного изделия с другими изделиями.
  - Указания по включению и опробованию работы изделия.
  - Перечень возможных неисправностей изделия в процессе его подготовки и рекомендации по действиям при их возникновении.
- Использование изделия.
  - Порядок действия обслуживающего персонала при выполнении задач применения изделия.
  - Порядок контроля работоспособности изделия.
  - Перечень возможных неисправностей в процессе использования изделия по назначению и рекомендации по действиям при их возникновении.
  - Перечень режимов работы изделия, а также характеристики основных режимов работы.
  - Порядок и правила перевода изделия с одного режима работы на другой с указанием необходимого для этого времени.
  - Порядок приведения изделия в исходное положение.
  - Порядок выключения изделия, содержание и последовательность осмотра изделия после окончания работы.
  - Порядок замены, пополнения и контроля качества ГСМ.
  - Меры безопасности при использовании изделия по назначению.
- Действия в экстремальных условиях.
- Особенности использования доработанного изделия.
Техническое обслуживание.
- Техническое обслуживание изделия.
  - Общие указания.
  - Меры безопасности.
  - Порядок технического обслуживания изделия.
  - Проверка работоспособности изделия.
  - Техническое освидетельствование.
  - Консервация (расконсервация, переконсервация).
- Техническое обслуживание составных частей изделия.
Текущий ремонт.
Хранение.
Транспортирование.
Утилизация.

Автоматизация технологических процессов и производств» со специализациями:

«Автоматизация технологических процессов и производств» со специализациями:

210214 «Автоматизация технологических процессов лесопромышленного комплекса»

210233 «Автоматизация технико-экономических процессов»
Сложное и высокопроизводительное деревообрабатывающее оборудование, роботы и автоматические линии оснащены системами автоматического управления, выполненными на базе современной электронной вычислительной техники.

Обслуживать действующие системы автоматического управления и создавать новые — задача специалистов по автоматизации производственных процессов.

Непрерывное использование в учебном процессе в течение всего периода обучения вычислительной техники способствует развитию у студентов умений и навыков, обеспечивающих свободное и уверенное владение всеми видами электронно-вычислительной техники в их практической работе. Выпускники этой специальности трудятся в конструкторских бюро и научных лабораториях по созданию новых устройств и систем управления, работают в центральных заводских лабораториях КИПиА, на эксплуатации автоматизированных поточных линий в производстве древесных плит и пластиков, лесопилении и на мебельных комбинатах.

Значительная часть выпускников работает на монтаже и наладке новых компьютерных автоматизированных производств в монтажно-наладочных и пуско-наладочных организациях отрасли. Переход предприятий лесопромышленного комплекса на рыночные отношения обусловил потребность в специалистах по автоматизации в бизнесе.

Специализация «Компьютерные системы управления в производстве и бизнесе» позволяет студентам дополнительно освоить целый ряд дисциплин экономического профиля: менеджмент, маркетинг, финансы, денежное обращение и кредит, банковское и биржевое дело. Полученные знания позволяют выпускникам работать в области управления производством и бизнеса.

1,1 Типовая инструкция устанавливает требования по эксплуатации технологического оборудования установок водяного пожаротушения и обязательна для руководителей энергопредприятий, начальников цехов и лиц, назначенных ответственными за эксплуатацию установок пожаротушения.

1.2. Технические требования по эксплуатации технологического оборудования установок пенного пожаротушения изложены в «Инструкции по эксплуатации установок пожаротушения с применением воздушно-механической пены» (М.: СПО ОРГРЭС, 1997).

1.3. При эксплуатации пожарной сигнализации автоматической установки пожаротушения (АУП) следует руководствоваться «Типовой инструкцией по эксплуатации автоматических установок пожарной сигнализации на энергопредприятиях»

2.1. На основании настоящей Типовой инструкции организация, производившая наладку технологического оборудования АУП, совместно с энергопредприятием, на котором установлено это оборудование, должны разрабатывать местную инструкцию по эксплуатации технологического оборудования и устройств АУП. Если наладка производилась энергопредприятием, то инструкцию разрабатывает персонал этого предприятия. Местная инструкция должна быть разработана не менее чем за один месяц до приемки АУП в эксплуатацию.

2.2. В местной инструкции должны быть учтены требования настоящей Типовой инструкции и требования заводских паспортов и инструкций по эксплуатации оборудования, приборов и аппаратуры, входящих в состав АУВП. Снижение требований, изложенных в указанных документах, не допускается.

Источник

В КАКИХ СЛУЧАЯХ НУЖЕН ДОКУМЕНТ?

НОРМАТИВНАЯ БАЗА

СТРУКТУРА ИНСТРУКЦИИ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ

ПОРЯДОК РАЗРАБОТКИ

СРОК И НЕОБХОДИМЫЕ ДОКУМЕНТЫ

Руководство по эксплуатации оборудования должно дать представление потребителям или пользователям продукции о его назначении и правильном применении.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

2. ЭКСПЛУАТАЦИЯ И ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ И СООРУЖЕНИЙ НПС

2.1. Организация эксплуатации НПС

2.2. Порядок приемки и сдачи смены

2.3. Наблюдения за сохранностью зданий и сооружений в период эксплуатации НПС

3. ОРГАНИЗАЦИЯ И ПЛАНИРОВАНИЕ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ ОБОРУДОВАНИЯ И СООРУЖЕНИЙ НПС

3.1. Основные понятия. Термины и определения

3.2. Структура системы технического обслуживания и ремонта оборудования. Общие положения

3.3. Организация и планирование работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования и сооружений НПС

3.4. Порядок передачи в ремонт и приемки из ремонта оборудования

3.5. Нормативы трудоемкости работ при проведении технического обслуживания и ремонта оборудования НПС

3.6. Нормы расхода и резерва запасных частей на НПС и в обменном фонде БПО

3.7. Техническая документация

4. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ МАГИСТРАЛЬНЫХ, ПОДПОРНЫХ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ НАСОСОВ

4.1. Общие положения

4.2. Контроль работоспособности насосных агрегатов

4.3. Выполнение регламентных работ

4.4. Типовой объем работ по техническому обслуживанию

4.5. Типовой объем работ при текущем ремонте

4.6. Типовой объем работ при среднем ремонте

4.7. Типовой объем работ при капитальном ремонте

4.8. Нормативы технического обслуживания и ремонта

5. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ЗАПОРНОЙ АРМАТУРЫ ОБЪЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

5.1. Номенклатура оборудования

5.2. Контроль работоспособности арматуры

5.3. Типовой объем работ по техническому обслуживанию

5.4. Типовой объем работ при текущем ремонте

5.5. Типовой объем работ при капитальном ремонте

5.6. Нормативы технического обслуживания и ремонта

6. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ

6.1. Номенклатура оборудования

6.2. Техническое обслуживание и ремонт оборудования систем смазки и охлаждения

6.3. Техническое обслуживание и ремонт компрессоров

7. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ВЕНТИЛЯЦИОННЫХ СИСТЕМ, ЭЛЕКТРОНАГРЕВАТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК

7.1. Номенклатура оборудования

7.2. Контроль работоспособности вентиляционных систем и электронагревательных установок

7.3. Типовой объем работ по техническому обслуживанию

7.4. Типовой объем работ при текущем ремонте

7.5. Типовой объем работ при капитальном ремонте

7.6. Нормативы технического обслуживания и ремонта

8. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ И УСТРОЙСТВ

8.1. Номенклатуры оборудования

8.2. Технологические трубопроводы

8.3. Контроль работоспособности технологических устройств

8.4. Блок регуляторов давления

8.5. Системы сглаживания волн давления типа АРКРОН 1000 или УСВД 1220 Р

8.6. Фильтры-грязеуловители

8.7. Предохранительные клапаны

8.8. Система откачки утечек

8.9. Нормативы технического обслуживания и ремонта

8.10. Установки пожаротушения

8.11. Емкости вспомогательных систем

9. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ КОТЛОВ И КОТЕЛЬНО-ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

9.1. Номенклатура оборудования

9.2. Виды технического обслуживания и ремонта

9.3. Контроль работоспособности теплотехнического оборудования

9.4. Нормативы технического обслуживания и ремонта

10. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ СИСТЕМ ВОДОСНАБЖЕНИЯ, КАНАЛИЗАЦИИ И ОЧИСТНЫХ СООРУЖЕНИЙ, ИНЖЕНЕРНЫХ КОММУНИКАЦИЙ

10.1. Номенклатура оборудования

10.2. Система канализации

10.3. Система водоснабжения

10.4. Трубопроводы горячей воды и пара

10.5. Очистные сооружения

10.6. Нормативы технического обслуживания и ремонта

11. СБОР, ОБРАБОТКА ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ ИНФОРМАЦИИ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ НАДЕЖНОСТИ

11.1. Сбор информации

11.2. Порядок обработки эксплуатационной информации о надежности

12. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ОБОРУДОВАНИЯ И СООРУЖЕНИЙ ЗАКОНСЕРВИРОВАННЫХ ИЛИ ВРЕМЕННО ВЫВЕДЕННЫХ ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ НПС

12.1. Принципы организации и проведения работ по выводу НПС в резерв

12.2. Перечень основного и вспомогательного оборудования и систем НПС, остающихся в работе и подлежащих консервации при выводе НПС в резерв

12.3. Типовой объем работ и периодичность технического обслуживания и ремонта механо-технологического оборудования на законсервированной НПС

12.4. Основные положения по техническому обслуживанию механо-технологического оборудования в период расконсервации НПС

Рекомендации по эксплуатации деревообрабатывающего оборудования

Современное деревообрабатывающее оборудование

2. ЭКСПЛУАТАЦИЯ И
ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ И СООРУЖЕНИЙ НПС

2.1.
Организация эксплуатации НПС

2.2. Порядок приемки и
сдачи смены

2.3. Наблюдения за
сохранностью зданий и сооружений в период эксплуатации НПС

3. ОРГАНИЗАЦИЯ И
ПЛАНИРОВАНИЕ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ ОБОРУДОВАНИЯ И
СООРУЖЕНИЙ НПС

3.1.
Основные понятия. Термины и определения

3.2. Структура системы
технического обслуживания и ремонта оборудования. Общие положения

3.3. Организация и
планирование работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования и
сооружений НПС

3.4. Порядок передачи в
ремонт и приемки из ремонта оборудования

3.5. Нормативы трудоемкости работ при проведении
технического обслуживания и ремонта оборудования НПС

3.6. Нормы расхода и
резерва запасных частей на НПС и в обменном фонде БПО

3.7. Техническая
документация

4. ТЕХНИЧЕСКОЕ
ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ МАГИСТРАЛЬНЫХ, ПОДПОРНЫХ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ НАСОСОВ

4.1.
Общие положения

4.2. Контроль
работоспособности насосных агрегатов

4.3. Выполнение
регламентных работ

4.4.
Типовой объем работ по техническому обслуживанию

4.5. Типовой объем работ
при текущем ремонте

4.6. Типовой объем работ
при среднем ремонте

4.7. Типовой объем работ
при капитальном ремонте

4.8. Нормативы
технического обслуживания и ремонта

5. ТЕХНИЧЕСКОЕ
ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ЗАПОРНОЙ АРМАТУРЫ ОБЪЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

5.1.
Номенклатура оборудования

5.2. Контроль
работоспособности арматуры

5.3. Типовой объем работ
по техническому обслуживанию

5.4. Типовой объем работ
при текущем ремонте

5.5. Типовой объем работ
при капитальном ремонте

5.6. Нормативы
технического обслуживания и ремонта

6. ТЕХНИЧЕСКОЕ
ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ

6.1.
Номенклатура оборудования

6.2. Техническое
обслуживание и ремонт оборудования систем смазки и охлаждения

6.3. Техническое
обслуживание и ремонт компрессоров

7. ТЕХНИЧЕСКОЕ
ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ВЕНТИЛЯЦИОННЫХ СИСТЕМ, ЭЛЕКТРОНАГРЕВАТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК

7.1.
Номенклатура оборудования

7.2. Контроль
работоспособности вентиляционных систем и электронагревательных установок

7.3. Типовой объем работ
по техническому обслуживанию

7.4. Типовой объем работ
при текущем ремонте

7.5. Типовой объем работ
при капитальном ремонте

7.6. Нормативы
технического обслуживания и ремонта

8. ТЕХНИЧЕСКОЕ
ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ И УСТРОЙСТВ

8.1.
Номенклатуры оборудования

8.2. Технологические
трубопроводы

8.3.
Контроль работоспособности технологических устройств

8.4. Блок регуляторов
давления

8.5. Системы сглаживания
волн давления типа АРКРОН 1000 или УСВД 1220 Р

8.6.
Фильтры-грязеуловители

8.7. Предохранительные
клапаны

8.8. Система откачки
утечек

8.9. Нормативы
технического обслуживания и ремонта

8.10. Установки
пожаротушения

8.11. Емкости
вспомогательных систем

9. ТЕХНИЧЕСКОЕ
ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ КОТЛОВ И КОТЕЛЬНО-ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

9.1.
Номенклатура оборудования

9.2. Виды технического
обслуживания и ремонта

9.3. Контроль
работоспособности теплотехнического оборудования

9.4. Нормативы
технического обслуживания и ремонта

10. ТЕХНИЧЕСКОЕ
ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ СИСТЕМ ВОДОСНАБЖЕНИЯ, КАНАЛИЗАЦИИ И ОЧИСТНЫХ
СООРУЖЕНИЙ, ИНЖЕНЕРНЫХ КОММУНИКАЦИЙ

10.1.
Номенклатура оборудования

10.2. Система
канализации

10.3. Система
водоснабжения

10.4. Трубопроводы
горячей воды и пара

10.5. Очистные
сооружения

10.6. Нормативы
технического обслуживания и ремонта

11.
СБОР, ОБРАБОТКА ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ ИНФОРМАЦИИ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ
НАДЕЖНОСТИ

11.2. Порядок обработки
эксплуатационной информации о надежности

12. ТЕХНИЧЕСКОЕ
ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ОБОРУДОВАНИЯ И СООРУЖЕНИЙ ЗАКОНСЕРВИРОВАННЫХ ИЛИ ВРЕМЕННО
ВЫВЕДЕННЫХ ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ НПС

12.1.
Принципы организации и проведения работ по выводу НПС в резерв

12.2. Перечень основного
и вспомогательного оборудования и систем НПС, остающихся в работе и
подлежащих консервации при выводе НПС в резерв

12.3. Типовой объем
работ и периодичность технического обслуживания и ремонта
механо-технологического оборудования на законсервированной НПС

12.4. Основные положения
по техническому обслуживанию механо-технологического оборудования в период
расконсервации НПС