Нормы вибрации и погрешность оценки вибрационного состояния оборудования. Вредное воздействие шума и вибрации Оформление результатов измерений

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

АКЦИОНЕРНАЯ КОМПАНИЯ
ПО ТРАНСПОРТУ НЕФТИ «ТРАНСНЕФТЬ»

ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ»

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ
РЕГЛАМЕНТЫ

(стандарты предприятия)
акционерной компании
по транспорту нефти «Транснефть»

Том I

Москва 2003

РЕГЛАМЕНТ
ОРГАНИЗАЦИИ КОНТРОЛЯ ЗА НОРМАТИВНЫМИ ПАРАМЕТРАМИ МН И НПС В ОПЕРАТОРНЫХ НПС, ДИСПЕТЧЕРСКИХ ПУНКТАХ РНУ (УМН) И ОАО МН

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1. Регламент определяет порядок контроля операторами НПС, диспетчерскими службами РНУ (УМН), ОАО МН, фактических параметров магистральных нефтепроводов, НПС и НБ на соответствие нормативно-технологическим параметрам.

Фактический параметр - реальное зафиксированное приборами значение контролируемой величины.

Нормативно-технологические параметры - параметры устанавливаемые ПТЭ МН, РД, Регламентами, ГОСТ, Проектами, Технологическими картами, Инструкциями по эксплуатации, Актами госповерок, и другими нормативными документами определяющие систему управления технологическим процессом перекачки нефти.

Отклонение - выход фактического параметра за границы установленных пределов в табл. «Нормативно-технологические параметры работы магистральных нефтепроводов и НПС выводимые на экран АРМ оператора НПС, диспетчера РНУ (УМН) и ОАО МН» при снижении контролируемого параметра за пределы установленного минимально допустимого значения, а так же при увеличении контролируемого параметра за пределы установленного максимально допустимого значения.

1.2. Регламент предназначен для работников служб эксплуатации, информационных технологий, АСУ ТП, ОГ М, ОГЭ, службы технологических режимов, диспетчерских служб, РНУ (УМН), ОАО МН, операторов НПС, ЛПДС, НБ (далее НПС).

2. ОРГАНИЗАЦИЯ ДИСПЕТЧЕРСКОГО КОНТРОЛЯ ЗА НОРМАТИВНЫМИ ПАРАМЕТРАМИ МН И НПС

2.1. Контроль на соответствие фактических параметров МН и НПС нормативно-технологическим параметрам осуществляется операторами НПС диспетчерскими службами РНУ и ОАО МН на мониторах персональных компьютеров, установленных в операторных и диспетчерских пунктах в соответствии с табл. .

2.2. Соответствие фактических параметров работы оборудования НПС, резервуарн ых парков и линейной части магистральных нефтепроводов нормативным параметрам контролируется на уровне НПС по системе автоматики и телемеханики операторами НПС, на уровне РНУ (УМН) и ОАО МН по системе телемеханики диспетчерскими службами. Отклонение контролируемых параметров от нормативных величин должно отображаться на мониторах персональных компьютеров и щитах сигнализации и сопровождаться звуковыми сигналами.

Сопровождения отклонений фактических параметров от нормативных световым и звуковым сигналом, режимом просмотра фактических параметров по уровням управления приведены в табл. .

В режиме просмотра информация отображается на мониторах, не сопровождается световой и звуковой сигнализацией и при наличии отклонений информация представляется в ежедневной сводке:

- на НПС - начальнику НПС;

- в РНУ - главному инженеру РНУ;

- в ОАО - главному инженеру ОАО.

2.3. Для контроля за работой оборудования магистральных нефтепроводов и НПС в программу СДКУ РНУ (УМН), ОАО МН вводятся нормативные значения и показатели согласно табл. «Нормативно-технологические параметры работы магистральных нефтепроводов и НПС, выводимые на экран АРМ оператора НПС, диспетчера РНУ (УМН) и ОАО МН», далее табл. .

2.4. Таблица пересматривается и утверждается главным инженером ОАО МН не реже одного раза в квартал до 25 числа месяца, предшествующего началу квартала.

2.5. Таблица оформляется отделом эксплуатации ОАО МН с разбивкой по РНУ с указанием ФИО ответственных за предоставление и изменение данных.

2.6. Порядок сбора данных, оформления и утверждения табл. :

2.6.1. До 15 марта, до 15 июля, до 15 сентября, до 15 декабря специалисты РНУ по направлению деятельности заполняют параметры Таблицы с подписью ответственного за каждый параметр. Начальник отдела эксплуатации передает проект таблицы на подпись главного инженера РНУ и после подписания в течение суток направляет в ОАО МН с сопроводительным письмом. Ответственность за своевременное формирование и передачу в ОАО МН Таблицы несет главный инженер РНУ.

2.6.2. ОЭ ОАО до 20 марта, до 20 июля, до 20 сентября, до 20 декабря на основании представленных из РНУ проектов таблиц формирует сводную таблицу и передает на согласование по направлению деятельности главному механику, главному энергетику, главному метрологу, начальнику отдела АСУ Т П, начальнику товаро-транспортного отдела, начальнику диспетчерской службы.

Согласованная отделами ОАО МН таблица передается ОЭ на утверждение главному инженеру ОАО МН, который до 25 числа утверждает ее и возвращает в ОЭ для направления в отделы ОАО МН по направлениям деятельности и в РНУ, в течение суток с момента утвержде ния.

2.6.3. В течение суток с момента получения утвержденной таблицы из ОАО МН отдел эксплуатации РНУ передает с сопроводительным письмом утвержденную таблицу согласно границам обслуживания на НПС, ЛПДС.

2.7. Ввод нормативных значений, указанных в таблице , утвержденных главным инженером ОАО МН, производится ответственным лицом с записью фамилии исполнителя в оперативном журнале, в течение суток после утверждения:

- на НПС начальником участка АСУ. Ответственность за соответствие введенных данных несет начальник НПС. Таблица нормативно-технологических параметров вводится в АРМ системы автоматики НПС (по пунктам 1 -14 табл. ) в операторной НПС, там же хранится рабочий журнал с записями о производимых корректировках;

- в СДКУ уровня РНУ работником отдела ИТ или АСУ ТП РНУ назначенным приказом. Таблица нормативно-технологических параметров вводится в СДКУ РНУ (УМН) с АРМ администратора СДКУ РНУ (по пунктам 15 -27 табл. ), в диспетчерской РНУ хранится рабочий журнал с записями о производимых корректировках. Ответственность за соответствие введенных нормативных значений несет начальник отдела ИТ (АСУ ТП) РНУ;

- ответственность за соответствие введенных нормативных значений на всех уровнях несет начальник отдела ИТ (АСУ ТП) ОАО МН.

2.8. Основанием для внесения изменений нормативных значений и показателей в систему СДКУ является отмена действующих и введение новых документов, изменение ФИО ответственных за предоставление и изменение данных, изменения в технологических картах, режимах работы нефтепроводов, резервуаров, оборудования НПС, в ПТЭ МН, Регламентах, РД и т.д.

Изменения производятся ОЭ на основании служебных записок соответствующих отделов и служб по направлениям деятельности на имя главного инженера ОАО. В течение суток ОЭ оформляет в соответствии с пунктом . данного регламента дополнение к табл. . После утверждения дополнения доводятся ОЭ до всех заинтересованных отделов, служб и структурных подразделений в соответствии с п .п. и настоящего регламента.

2.9. Не реже одного раза в смену операторы НПС диспетчерские службы РНУ проверяют соответствие фактических параметров работы оборудования выводимым на экран АРМ нормативным значениям таблицы .

2.10. При поступлении светового и звукового сигнала о несоответствии фактических параметров работы МН, НПС нормативным, информация автоматически заносится в архив аварийных сооб щений «Нормативно-технологических параметров работы МН и НПС».

Электронный архив должен удовлетворять следующим требованиям:

- срок хранения данных СД КУ для РНУ - 3 месяца, для ОАО - 1 месяц;

- для предотвращения несанкционированного доступа посторонних лиц к архиву аварийных сообщений должно быть реализовано разграничение прав и контроль доступа к архиву аварийных сообщений средствами СДКУ;

- в архиве аварийных сообщений должна быть возможность выбора сообщений по типу, времени возникновения, содержанию;

- средствами СДКУ обеспечить вывод архивных сообщений на печать.

Особые требования - электронный архив должен содержать служебную информацию о состоянии программно-аппаратных средств, выявленную по результатам самодиагностики системы.

2.11. Действия дежурного оперативного персонала НПС, РНУ (У МН), ОАО при поступлении светового или звукового сигнала об отклонениях фактических параметров работы оборудования от нормативных.

2 .11.1. При поступлении светового или звукового сигнала об отклонениях фактических параметров работы оборудования от нормативных оператор НПС, обязан:

- принять меры к обеспечению нормальной работы НПС;

- доложить о происшедшем главным специалистам НПС (службы главного механика - по пунктам 1 -3, 6 -11, службы главного энергетика - по п .п. 4, 5, 12 -14, 17, 19, ЛЭС - 15, 16, 18, 20, 21, участка АСУ - по п.п. 20, 21, 22 -27, службу безопасности - по п.п. 15, 6, 19 -21), начальнику НПС и диспетчеру РНУ (УМН) - по всем пунктам таблицы ;

- выполнить запись о произошедшем в рабочем журнале и журнале «Контроля событий и принимаемых мер...» (форма - Таблица );

- доложить диспетчеру РНУ о причинах отклонения и принятых мерах на основании сообщения главных специалистов НПС .

2. 11.2. При поступлении сообщения оператора НПС о отклонении фактических параметров работы оборудования от нормативных, светового или звукового сигнала на АРМ СДКУ, диспетчер РНУ, обязан:

- доложить главным специалистам РНУ для выяснения причин (ОГМ - по пунктам 1 -3, 6 -11, ОГЭ - по п .п. 4, 5, 12 -14, 17, 19, ОЭ - 16, 18, 20, 21, 22, ОАСУ - по п.п. 20, 21, Метрологии - по п . 22, ТТО - по п.п. 15, 24 -27, службу безопасности - по п.п. 15, 16, 19 -21), главному инженеру РНУ и диспетчеру ОАО - по всем пунктам Таблицы ;

- выполнить запись о произошедшем в рабочем журнале, в суточном диспетчерском листе и журнале «Контроля событий и принимаемых мер...» (форма - Таблица );

- доложить диспетчеру ОАО о причинах отклонения и принятых мерах на основании сообщения главных специалистов РНУ.

2. 11.3. При поступлении сообщения диспетчера РНУ, светового или звукового сигнала на АРМ СДКУ об отклонениях фактических параметров работы оборудования от нормативных диспетчер ОАО обязан:

- принять меры к обеспечению нормальной работы нефтепровода;

- доложить главным специалистам ОАО для выяснения причин (ОГМ - по пунктам 1 -3, 6 -11, ОГЭ - по п.п. 4, 5, 12 -14, 17, 19, ОЭ - 16, 18, 20 , 21, ОАСУ - по п.п. 20, 21, Метрологии - по п. 22, ТТО - по п.п. 26 -27, СТР - по п. 15), главному инженеру ОАО - по всем пунктам таблицы ;

- выполнить запись о произошедшем в рабочем журнале, в суточном диспетчерском листе и журнале «Контроля событий и принимаемых мер...» (форма - Таблица ).

2.12. Действия главных специалистов НПС, РНУ (УМН) и ОАО МН при поступлении сообщения о отклонении фактических рабочих параметров работы оборудования, МН от нормативных параметров:

- главные специалисты НПС обязаны принять меры по выяснению обстоятельств, приведших к отклонению параметров от нормативных, устранить причины отклонения и доложить начальнику НПС, оператору;

- главные специалисты РНУ обязаны - выяснить обстоятельства, приведшие к отклонению параметров от нормативных, принять меры для устранения причин отклонения и доложить главному инженеру РНУ, диспетчеру РНУ;

- главные специалисты ОАО обязаны - выяснить обстоятельства, приведшие к отклонению параметров от нормативных, принять меры для устранения причин отклонения и доложить главному инженеру ОАО, диспетчеру ОАО.

2 .13. Кроме указанных в таб лице нормативно-технологических параметров, оператор НПС, диспетчерская служба РНУ, ОАО МН контролирует работу оборудования НПС, резервуарн ых парков, нефтепроводов и все параметры работы МН и НПС указанные в технологических картах, регламентах, таблицах уставок и инструкциях.

Принятые сокращения

АЧР- автоматическая частотная разгрузка

ИЛ- измерительная линия

КП- контрольный пункт

КППСОД- камера приема пуска средств очистки и диагностики

ЛЭП- линия электропередачи

МА- магистральный агрегат

МН- магистральный нефтепровод

НБ- нефтебаза

ЛПДС- линейная производственно-диспетчерская станция

НПС- нефтеперекачивающая станция

ПА- подпорный агрегат

П КУ- пункт контроля и управления

РД- регулятор давления

РНУ- районное нефтепроводное управление

САР- система автоматического регулирования

СОУ- система обнаружения утечек

ТМ- телемеханика

ФГУ- фильтр-грязеуловитель

ПОЯСНЕНИЯ К ЗАПОЛНЕНИЮ ТАБЛИЦЫ

В таблице обязательно заполняется ФИО ответственного за предоставление и изменение данных и ФИО ответственного за ввод данных в систему СДКУ.

Ввод всех нормативных параметров осуществляется в ручном режиме.

Раздел НПС

В п. «Величина максимально допустимого проходящего давления через НПС» в графе «макс» указывается величина максимально-допустимого проходящего давления через остановленную НПС, через камеру пропуска или пуска-приема очистных устройств исходя из несущей способности трубопровода на приемной части НПС.

Ввод

Контроль осуществляется средствами системы автоматики НПС и СДКУ (независимо отключена или подключена НПС к нефтепроводу).

В п. устанавливается величина отклонений давления на приеме и на выходе НПС определяющая границы (диапазон) давлений характеризующих нормальную работу нефтепровода в установившемся режиме. Вводится на НПС оператором после 10 минут работы нефтепровода установившимся режимом.

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически средствами автоматики и телемеханики НПС.

Контроль параметра осуществляется автоматически системой автоматики НПС, через Т М средствами СДКУ.

Установившийся режим работы нефтепровода - это режим работы нефтепровода, при котором обеспеченна заданная производительность, завершены все необходимые пуски и остановки НПС и отсутствуют изменения (колебания) давления в течении 10 минут.

В п .п. и указывается величина отклонения давления от установившегося давления на выходе и приеме НПС. Верхняя граница давления на выходе НПС устанавливается на 2 кгс/см 2 больше установившегося рабочего давления, но не более максимально допустимого указанного в технологической карте. Нижняя граница давления на приеме НПС устанавливается на 0,5 кгс/см 2 меньше установившегося ра бочего давления, но не меньше минимально допустимого давления указанного в технологической карте. Аналогично устанавливается граница максимального давления на приеме НПС и минимального давления на выходе НПС.

В п. указывается максимально и минимально допустимый перепад давления на фильтрах грязеуловителях, согласно РД 153-39 ТМ 008-96 .

Ввод осуществляется автоматически системой автоматики НПС.

Контроль осуществляется средствами системы автоматики НПС и СД КУ.

В п. указывается номинальная нагрузка электродвигателя МА согласно паспорта.

Ввод осуществляется автоматически системой автоматики НПС.

Контроль

В п. указывается номинальная нагрузка электродвигателя ПА согласно паспорта.

Ввод

Контроль осуществляется средствами системы автоматики НПС и СДКУ.

В п. указывается максимально допустимая вибрация магистрального насоса, порог срабатывания (уставка) агрегатной защиты согласно РД 153-39 ТМ 008-96 .

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически системой автоматики НПС.

Контроль осуществляется средствами системы автоматики НПС и СДКУ.

В п. указывается максимально допустимая вибрация подпорного насоса, порог срабатывания (уставка) агрегатной защиты согласно РД 153-39 ТМ 008-96 .

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически системой автоматики НПС.

Контроль осуществляется средствами системы автоматики НПС и СДКУ.

Через ТМ передается одно максимальное значение вибрации подпорного насоса для контроля средствами СДКУ.

В п. указывается наработка магистрального агрегата согласно РД 153-39 ТМ 008-96 .

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически по оперативным данным СДКУ.

Контроль за данным нормативным параметром осуществляется средствами СДКУ. Фактическая наработка не должна превышать нормативный показатель.

В п. указывается максимальная допустимая непрерывная наработка М А до перехода на резервный 600 часов согласно Регламента «Обеспечения сменности работающих и находящихся в резерве магистральных агрегатов НПС ».

В п. указывается наработка МА до капитального ремонта согласно РД 153-39 ТМ 008-96 .

В п. указываются аналогичные п. параметры для ПА согласно РД 153-39 ТМ 008-96 .

В п.п. и указывается нормативное количество соответственно магистральных и подпорных агрегатов НПС находящихся в состоянии АВР, но не менее чем по 1 агрегату МА и ПА.

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически системой автоматики НПС.

Контроль осуществляется средствами системой автоматики НПС и СД КУ.

В п. указывается положение вводных и секционных выключателей.

В п. указывается нормативный показатель положения вводных выключателей ВКЛЮЧЕНО.

В п. указывается нормативный показатель положения секционных выключателей ОТКЛЮЧЕНО.

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически системой автоматики НПС.

Контроль осуществляется средствами системы автоматики НПС и СДКУ.

В п. указывается исчезновение напряжения на шинах 6 -10 кВ.

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически системой автоматики НПС.

Контроль осуществляется средствами системы автоматики НПС и СДКУ.

В п. указывается количество отключений МА и ПА по срабатыванию защиты А ЧР.

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически системой автоматики НПС.

Контроль осуществляется средствами системы автоматики НПС и СДКУ.

Раздел Линейная часть

В п. указывается величина максимально допустимого давления на каждом КП при максимальном режиме работы нефтепровода. Рассчитывается для каждого КП на основании утвержденных ОАО МН режимов работы нефтепровода.

Ввод текущих фактических параметров осуществляется средствами ТМ.

Контроль осуществляется средствами СД КУ.

В п. указывается нормативная величина давления на К П подводного перехода. Определяется по Регламенту технической эксплуатации переходов МН через водные преграды.

Ввод

Контроль

В п. указывается величина максимального и минимального защитного потенциала на КП, норматив определяется по ГОСТ Р 51164-98 .

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически через ТМ.

Контроль осуществляется средствами СДКУ.

В п. указывается максимальный допустимый уровень в емкости сбора утечек на КППСОД составляющий не более 30 % от максимального объема емкости.

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически через ТМ.

Контроль осуществляется средствами СДКУ.

В п. указывается наличие или отсутствие напряжения на вдольтрассовой ЛЭ П, электропитание КП. Нормативный показатель «наличие» напряжения питания ПКУ.

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически через ТМ.

Контроль осуществляется средствами СДКУ.

В п. указывается несанкционированный доступ (открытие дверей б/б ПКУ без заявки и сообщения диспетчеру РНУ). Нормативный показатель 0.

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически через ТМ.

Контроль осуществляется средствами СДКУ.

В п. указывается нормативный показатель «закрыто» 3 или «открыто» О, при самопроизвольном изменении положения задвижек на линейной части возникает сигнал отклонения от нормативного параметра. Нормативный показатель 0.

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически через ТМ.

Контроль осуществляется средствами СДКУ.

Раздел УУН

В п. отображается фактический мгновенный расход по ИЛ в реальном времени в режиме просмотра.

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически средствами Т М с УУН в реальном времени.

Контроль осуществляется через ТМ средствами СД КУ.

В п. указывается содержание воды в нефти.

Ввод текущих фактических параметров при на личии возможности осуществляется автоматически п о данным Б КК средствами Т М или в ручном режиме каждые 12 часов.

Контроль осуществляется средствами СДКУ.

В п. указывается максимально допустимая плотность нефти.

Ввод КК средствами ТМ или в ручном режиме каждые 12 часов.

Контроль осуществляется средствами СДКУ.

В п. указывается максимально допустимая вязкость нефти.

Ввод текущих фактических параметров при наличии возможности осуществляется автоматически по данным БКК средствами ТМ или в ручном режиме каждые 12 часов.

Контроль осуществляется средствами СДКУ.

В п. указывается максимально допустимое содержание серы в нефти.

Ввод текущих фактических параметров при наличии возможности осуществляется автоматически по данным Б КК средствами ТМ или в ручном режиме каждые 12 часов.

Контроль осуществляется средствами СДКУ.

В п. указывается максимально допустимое содержание хлористых солей по данным хим. анализа.

Ввод контролируемого параметра осуществляется в ручном режиме каждые 12 часов.

Контроль осуществляется средствами СДКУ.

по 01.01.2001 г.

Настоящий руководящий документ распространяется на центробежные питательные насосы мощностью более 10 мВт с приводом от паровой турбины и рабочей частотой вращения 50 - 150 с -1 и устанавливает нормы вибрации опор подшипников центробежных питательных насосов, находящихся в эксплуатации и принимаемых в эксплуатацию после монтажа или ремонта, а также общие требования к проведению измерений.

Настоящий руководящий документ не распространяется на опоры турбинного привода насосов.

1 . НОРМЫ ВИБРАЦИИ

1.1. В качестве нормируемых параметров вибрации установлены следующие параметры:

двойная амплитуда виброперемещений в полосе частот от 10 до 300 Гц;

среднее квадратическое значение виброскорости в рабочей полосе частот от 10 до 1000 Гц.

1.2. Вибрацию измеряют на всех подшипниковых опорах насоса в трех взаимно-перпендикулярных направлениях: вертикальном, горизонтально-поперечном и горизонтально-осевом по отношению к оси вала питательного насоса.

1.3. Вибрационное состояние питательных насосов оценивают по наибольшему значению любого измеренного параметра вибрации в любом направлении.

1.4. При приемке после монтажа питательных насосов вибрация подшипников не должна превышать следующих параметров:

1.6. При превышении норм вибрации, установленных в пп. 1.4 и 1.5, должны быть приняты меры по ее снижению в срок не более 30 дней.

1.7. Не допускается эксплуатация питательных насосов при уровнях вибрации свыше:

по уровню виброперемещений - 80 мкм;

по уровню виброскоростей - 18 мм/с;

при достижении указанного уровня по любому из этих двух параметров.

1.8. Нормы вибрации подшипниковых опор должны быть зафиксированы в инструкции по эксплуатации питательных насосов.

2 . ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ПРОВЕДЕНИЮ ИЗМЕРЕНИЙ

2.1. Измерения вибрационных параметров центробежных питательных насосов проводят на установившемся режиме.

2.2. Вибрацию питательных насосов измеряют и регистрируют с помощью стационарной аппаратуры непрерывного контроля вибрации подшипниковых опор, соответствующей требованиям ГОСТ 27164-86.

2.3. Аппаратура должна обеспечивать измерение двойной амплитуды виброперемещений в полосе частот от 10 до 300 Гц и среднего квадратического значения виброскорости в полосе частот от 10 до 1000 Гц.

Применяемая аппаратура должна иметь предел измерения от 0 до 200 мкм по виброперемещениям и от 0 до 31,5 мм/с по виброскоростям.

2.4. Датчики для измерения горизонтально-поперечной и горизонтально-осевой составляющих вибрации крепят к крышке подшипника. Вертикальную составляющую вибрации измеряют на верхней части крышки подшипника над серединой длины его вкладыша.

2.5. Коэффициент поперечной чувствительности датчика не должен превышать 0,05 во всей полосе частот, в которой проводят измерения.

2.6. Установленные датчики должны быть защищены от пара, турбинного масла, жидкости ОМТИ и нормально работать при темратуре окружающей среды до 100 °С, влажности до 98 % и напряженности магнитного поля до 400 А/м.

2.7. Условия эксплуатации измерительных усилителей и других блоков аппаратуры должны соответствовать ГОСТ 15150-69 для исполнения 0 категории 4.

2.8. Максимальная основная приведенная погрешность измерения двойной амплитуды виброперемещения не должна превышать 5 %. Основная погрешность измерения среднего квадратического значения виброскорости 10 %.

2.9. До установки стационарной аппаратуры непрерывного контроля вибрации питательных насосов, находящихся в эксплуатации, допускается измерять вибрацию переносными приборами, удовлетворяющими изложенным требованиям.

3 . ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ

3.1. Результаты измерения вибрации при приемке питательного насоса в эксплуатацию оформляют приемо-сдаточным актом, в котором должны быть указаны.

Нормы вибрации очень важны при диагностике роторного оборудования. Динамическое (роторное) оборудование занимает большой процент в общем объеме оборудования промышленного предприятия: электрические двигатели, насосы, компрессоры, вентиляторы, редукторы, турбины и т.д. Задачей службы главного механика и главного энергетика является определение с достаточной точностью того момента, когда проведение ППР технически, а главное экономически обосновано. Одним из лучших методов определения технического состояния вращающихся узлов является виброконтроль виброметрами BALTECH VP-3410 или вибродиагностика с помощью виброанализаторов BALTECH CSI 2130, которые позволяют сократить необоснованные затраты материальных средств на эксплуатацию и техническое обслуживание оборудования, а также оценить вероятность и предупредить возможность внепланового выхода из строя. Однако, это возможно только если контроль вибрации проводить систематически, тогда удается вовремя обнаружить: износ подшипников (качения, скольжения), несоосность валов, дисбаланс роторов, проблемы со смазкой машин и многие другие отклонения и неисправности.

В ГОСТ ИСО 10816-1-97 установлены два основных критерия общей оценки вибрационного состояния машин и механизмов различных классов в зависимости от мощности агрегата. По одному критерию сравниваю абсолютные значения параметра вибрации в широкой полосе частот, по другому – изменения этого параметра.

Сопротивление при механических деформациях (например, при падении).

Первый критерий это абсолютные значения вибрации. Он связан с определением границ для абсолютного значения параметра вибрации, установленных из условия допустимых динамических нагрузок на подшипники и допустимой вибрации, передаваемой вовне на опоры и фундамент. Максимальное значение параметра, измеренное на каждом подшипнике или опоре, сравнивают с границами зон для данной машины. Приборах и программах компании BALTECH вы можете указать (выбрать) свои нормы вибрации или принять из списка стандартов занесенный международный в программу «Протон-Эксперт».

Класс 1 - Отдельные части двигателей и машин, соединенные с агрегатом и работающие в обычном для них режиме (серийные электрические моторы мощностью до 15 кВт являются типичными машинами этой категории).

Класс 2 - Машины средней величины (типовые электромоторы мощностью от 15 до 875 кВт) без специальных фундаментов, жестко установленные двигатели или машины (до 300 кВт) на специальных фундаментах.

Класс 3 - Мощные первичные двигатели и другие мощные машины с вращающимися массами, установленные на массивных фундаментах, относительно жестких в направлении измерения вибрации.

Класс 4 - Мощные первичные двигатели и другие мощные машины с вращающимися массами, установленные на фундаменты, относительно податливые в направлении измерения вибрации (например, турбогенераторы и газовые турбины с выходной мощностью более 10 МВт).

Для качественной оценки вибрации машины и принятия решений о необходимых действиях в конкретной ситуации установлены следующие зоны состояния.

• Зона А - В эту зону попадают, как правило, новые машины, только что введенные в эксплуатацию (вибрацию указанных машин нормирует, как правило, завод-изготовитель).
• Зона В - Машины, попадающие в эту зону, обычно считают пригодными для дальнейшей эксплуатации без ограничения сроков.
• Зона С - Машины, попадающие в эту зону, обычно рассматривают как непригодные для длительной непрерывной эксплуатации. Обычно данные машины могут функционировать ограниченный период времени, пока не появится подходящая возможность для проведения ремонтных работ.
• Зона D - Уровни вибрации в данной зоне обычно рассматривают как достаточно серьезные, для того чтобы вызвать повреждение машины.

Второй критерий это изменение значений вибрации. Этот критерий основан на сравнении измеренного значения вибрации в установившемся режиме работы машины с предварительно установленным значением. Такие изменения могут быть быстрыми или постепенно нарастающими во времени и указывают на повреждение машины в начальной стадии или на другие неполадки. Изменение вибрации на 25% обычно рассматривают как значительные.

При обнаружении значительных изменений вибрации необходимо исследовать возможные причины таких изменений, чтобы выявить причины таких изменений и определить какие меры необходимо принять с целью предотвращения возникновения опасных ситуаций. И в первую очередь необходимо выяснить, не является ли это следствием неправильного измерения значения вибрации.

Сами пользователи виброизмерительной аппаратуры и приборов, часто попадают в щекотливую ситуацию, когда пытаются сравнить показания между аналогичными приборами. Первоначальное удивление часто сменяется возмущением когда обнаруживается не соответствие в показаниях превышающее допустимую погрешность измерения приборов. Причин этому несколько:

Некорректно сравнивать показания приборов, датчики вибрации которых установлены в разных местах, пусть даже достаточно близко;

Некорректно сравнивать показания приборов, датчики вибрации которых имеют различные способы крепление к объекту (магнит, шпилька, щуп, клей и др.);

Необходимо учитывать что пьезоэлектрические датчики вибрации чувствительны к температурным, магнитным и электрическим полям и способны изменять свое электрическое сопротивление при механических деформациях (например, при падении).

На первый взгляд, сравнивая технические характеристики двух приборов, можно сказать, что второй прибор значительно лучше первого. Посмотрим внимательнее:

Для примера рассмотрим механизм, оборотная частота вращения ротора у которого равна12.5 Гц (750 об/мин), а уровень вибрации составляет 4 мм/с, возможны следующие показания приборов:

а) для первого прибора, погрешность на частоте 12.5 Гц и уровне 4 мм/с, в соответствии с техническими требованиями, не более ±10%, т.е показание прибора будут в диапазоне от 3.6 до 4.4 мм/с;

б) для второго, погрешность на частоте 12.5 Гц составит ±15%, погрешность при уровне вибрации 4 мм/с составит 20/4*5=25%. В большинстве случаев, обе погрешности являются систематическими, поэтому они арифметически суммируются. Получаем погрешность измерения ±40%, т.е показание прибора вероятно от 2.4 до 5.6 мм/с;

В тоже время, если проводить оценку вибрации в частотном спектре вибрации механизма составляющих с частотой ниже 10 Гц и выше 1 кГц показания второго прибора по сравнению с первым окажутся лучше.

Необходимо обратить внимание на наличие в приборе детектора среднего квадратического значения. Замена детектора среднего квадратического значения детектором среднего или амплитудного значения может привести к дополнительной погрешности при измерении полигармонического сигнала еще до 30%.

Таким образом, если мы посмотрим на показания двух приборов, при измерении вибрации реального механизма, то можем получить, что реальная погрешность измерения вибрации реальных механизмов в реальных условиях не менее ± (15-25)%. Именно по этой причине необходимо аккуратно относиться к выбору производителя виброизмерительной аппаратуры и еще более внимательно к постоянному повышению квалификации специалиста по вибродиагностике. Так как в первую очередь от того как именно проводятся эти самые измерения, можно говорить о результате диагноза. Одним из самых эффективных и универсальных приборов для проведения виброконтроля и динамической балансировки роторов в собственных опорах является комплект «Протон-Баланс-II», производимый компанией BALTECH в стандартной и максимальной модификации. Нормы вибрации могут измеряться по виброперемещению или виброскорости, а погрешность оценки вибрационного состояния оборудования имеет минимальное значение в соответствии с международными стандартами IORS и ISO.

Вибродиагностика позволяет контролировать техническое состояние магистральных и подпорных агрегатов в режиме непрерывного наблюдения за уровнем вибрации.

Основные требования по контролю и измерению вибраций насосных агрегатов:

1. Все магистральные и подпорные насосные агрегаты должны быть оснащены стационарной контрольно-сигнальной виброаппаратурой (КСА) с возможностью непрерывного контроля в операторной текущих параметров вибрации. Система автоматики НПС должна обеспечивать световую и звуковую сигнализацию в операторной при повышенной вибрации, а также автоматическое отключение агрегатов при достижении аварийного значения вибрации.

2. Датчики контрольно-сигнальной виброаппаратуры устанавливают на каждой подшипниковой опоре магистрального и горизонтального подпорного подпорного насосов для контроля вибрации в вертикальном направлении. (рис) На вертикальных подпорных насосах датчики устанавливаются на корпусе опорно-упорного подшипникового узла для контроля вибрации в вертикальном (осевом) и горизонтально-поперечном направлениях.(рис)

Рисунок. Точки измерения на опоре подшипника

Рисунок. Точки измерения вибрации на вертикальном насосном агрегате

Система автоматики должна быть настроена на выдачу сигнала при достижении предупредительного и аварийного уровней вибрации насосов в контролируемых точках. Измеряемым и нормируемым параметром вибрации является среднее квадратическое значение (СКЗ) виброскорости в рабочей полосе частот 10…1000 Гц.

3. Значения уставок сигнализации и защиты по превышению вибрации устанавливаются по утвержденной карте уставок технологических защит в зависимости от типоразмеров ротора, режима работы насоса (подачи) и норм вибрации.

Нормы вибрации магистральных и подпорных насосов для номинальных режимов работы

Нормы вибрации магистральных и подпорных насосов для неноминальных режимов работы

При величине вибрации от 7,1 мм/с до 11,2 мм/с длительность эксплуатации магистральных и подпорных насосов не должна превышать 168 часов.

Номинальный режим работы насосного агрегата – подача от 0,8 до 1,2 от номинальной подачи (Q ном)соответствующего ротора (рабочего колеса).

При включении и отключении насосного агрегата должна осуществляться блокировка защиты этого агрегата и других работающих агрегатов по превышению вибрации на время выполнения программы пуска (остановки) насосных агрегатов.

4. Предупредительная сигнализация в операторной местного диспетчерского пункта по параметру «повышенная вибрация» соответствует величине СКЗ 5,5 мм/с (номинальный режим) и 8,0 мм/с (неноминальный режим).

Сигнал «аварийная вибрация» - СКЗ 7,1 мм/с и 11,2 мм/с, немедленное отключение насосного агрегата.

5. Контроль вибрации вспомогательных насосов (масло насосы, насосы систем откачки утечек, водоснабжения, пожаротушения, отопления) должен осуществляться 1 раз в месяц и перед выводом в текущий ремонт с помощью переносной аппаратуры.

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

Каждое измерение вибрации портативной аппаратурой проводят в строго фиксированных точках.

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

Горизонтально-поперечная и горизонтально-осевая составляющие вибрации горизонтальных насосных агрегатов измеряются ниже на 2…3 мм от оси вала насоса напротив середины длины опорного вкладыша (рис).

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

Рисунок. Точки измерения вибрации на корпусе подшипника насоса без выносных опор

У насосов, не имеющих выносных подшипниковых узлов (типа ЦНС, НГПНА), вибрация измеряется на корпусе над подшипником как можно ближе к оси вращения ротора (рис).

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

9. Для проведении вибродиагностического контроля используется аппаратура для измерения среднего квадратического значения вибрации и универсальная виброанализирующая аппаратура с возможностью измерения спектральных составляющих вибрации и амплитудно-фазовых характеристик.

Установка и обвязка насосных агрегатов (НА) производятся согласно проекту. Наладка и опробование осуществляются в соответствии с требованиями соответствующих инструкций заводов-изготовителей.

Насосы в сборе с двигателями устанавливаются на фундаментах и выверяются относительно привязочных осей, в плане и по высоте, с точностью, определенной проектом.

До начала обвязки рамы и насосы надежно закрепляются на фундаменте. После присоединения всасывающего и нагнетательного трубопроводов проверяется центровка насосного агрегата. Точность центровки устанавливается заводскими инструкциями на монтируемые насосы, а при отсутствии таких указаний точность должна быть в пределах:

• биение - радиальное - не более 0,05 мм;
• биение осевое - не более 0,03 мм.

Проверка центровки осуществляется вручную, путем проворачивания валов насоса и двигателя, соединенных между собой муфтами. Валы должны проворачиваться легко, без заеданий. Соосность валов насосов и двигателей измеряется соответствующими инструментами (индикаторами и т.д.).

Подпорные и магистральные насосы перед монтажом подвергаются индивидуальным гидроиспытаниям в соответствии с данными заводских инструкций. Гидроиспытания приемо-выкидных патрубков подпорных и магистральных насосов и коллектора насосной после монтажа и ремонта выполняются согласно проектной документации. Условия испытаний должны соответствовать требованиям СНиП III-42-80. Испытания приемо- выкидных патрубков и коллектора могут проводиться совместно с насосами.

Инженерно-технические работники ЛПДС, ПС, ответственные за эксплуатацию и пуск НА (электромеханик, инженер КИПиА, механик), перед первым пуском или пуском НА после ремонта должны лично проверить готовность к работе всех вспомогательных систем и выполнение мероприятий по технической и пожарной безопасности:

• не позднее чем за 15 минут до пуска основных агрегатов убедиться в функционировании системы приточно-вытяжной вентиляции во всех помещениях ПС;
• проверить готовность электросхемы, положение масляного выключателя (пускателей), состояние КИП и средств автоматики;
• убедиться в готовности к пуску вспомогательных систем;
• убедиться в готовности к пуску основных НА, запорной арматуры по технологической схеме;
• проверить поступление масла в подшипниковые узлы, гидромуфту насосов и охлаждающей жидкости к маслоохладителям (если они воздушные, то при необходимости убедиться в том, что они подключены);
• проверить наличие необходимого давления воздуха в воздушной камере вала соединения в разделительной стене (или в корпусе электродвигателя).

При обычной эксплуатации эти операции осуществляются персоналом дежурной смены (оператором, машинистом, электриком и т.д.) в соответствии с их должностными инструкциями и инструкциями по эксплуатации и обслуживанию оборудования.

К началу эксплуатации насосной должны быть подготовлены инструкции, в которых должны быть указаны последовательность операций пуска и остановки вспомогательного и основного оборудования, порядок их обслуживания и действий персонала в аварийных ситуациях.

Запрещается пускать агрегат:

• без включения приточно-вытяжной вентиляции;
• без включенной маслосистемы;
• при не заполненном жидкостью насосе;
• при наличии технологических неисправностей;
• в других случаях, предусмотренных инструкциями (должностными, по эксплуатации оборудования, инструкциями завода-изготовителя и т.д.).

Запрещается эксплуатировать агрегат при нарушении герметичности соединений; во время работы агрегата запрещается подтягивать резьбовые соединения, находящиеся под давлением, производить какие-либо действия и работы, не предусмотренные инструкциями, положениями и т.д.

На неавтоматизированных ПС аварийная остановка НА должна быть осуществлена в соответствии с инструкцией дежурным персоналом, в том числе:

1. при появлении дыма из уплотнений, сальников в разделительной стене;
2. при значительной утечке нефтепродукта на работающем агрегате (разбрызгивании нефтепродуктов);
3. при появлении металлического звука или шума в агрегате;
4. при сильной вибрации;
5. при температуре корпуса подшипников выше пределов, установленных заводом-изготовителем;
6. при пожаре или повышенной загазованности;
7. во всех случаях, создающих угрозу обслуживающему персоналу и безопасности эксплуатации оборудования.

Перепад давления между воздушной камерой вала и насосным помещением должен быть не менее 200 Па. После остановки НА (в том числе после вывода его в резерв) подача воздуха в воздушную камеру уплотнения не прекращается.

Насосы, гидромуфты и двигатели должны быть оснащены приборами, позволяющими контролировать эксплуатационные параметры или сигнализирующими о превышении их допустимых предельных значений. Условия установки и использования этих приборов приводятся в соответствующих инструкциях заводов-изготовителей.

Приточно-вытяжные системы вентиляции насосных (магистральной и подпорной) и системы контроля загазованности в этих помещениях должны работать в автоматическом режиме. Кроме автоматического включения приточно-вытяжной вентиляции и отключения насосов должно быть предусмотрено ручное управление вентиляторами по месту; кнопка аварийной остановки насосной должна располагаться снаружи здания насосной вблизи входной двери.

Корпуса насосов должны быть заземлены независимо от заземления их электродвигателей.

Продувочные и дренажные краны насосов должны быть снабжены трубками для отвода и сброса продукта в коллектор утечек и далее в емкость сбора утечек, расположенную вне здания насосной. Вывод продуктов продувки и дренажа насосов в атмосферу насосной запрещается.

После неплановой остановки НА необходимо выяснить причину остановки и до ее устранения не производить запуск данного агрегата. Дежурный персонал должен немедленно сообщить диспетчеру отделения эксплуатирующей организации и на соседние ПС об остановке агрегата.

Ввод резервного магистрального или подпорного агрегата в автоматическом режиме осуществляется при полностью открытой приемной и закрытой выкидной (напорной) задвижке или открытых обеих задвижках. В первом случае открытие задвижки на нагнетании насоса может начинаться одновременно с пуском электродвигателя или опережать запуск двигателя на 15 - 20 с. В соответствии с проектом может быть предусмотрен другой порядок запуска резервного НА в автоматическом режиме.

Автоматический ввод резервного магистрального, подпорного агрегата или агрегата одной из вспомогательных систем (маслосистемы, системы подпора камер беспромвальных соединений и т.д.) осуществляется после отключения основного без выдержки времени или с минимальной (селектирующей) выдержкой времени.

При пуске станции с последовательной схемой обвязки НА рекомендуется запускать магистральные НА против движения потока нефтепродукта, то есть, начиная с большего номера агрегата в сторону меньшего. В случае запуска только одного НА возможен пуск любого из готовых к работе.

НА считается резервным, если он исправен и готов к работе. Все вентили, задвижки на системе обвязки НА, содержащихся в резерве (холодном), должны находиться в положении, предусмотренном проектом и инструкциями по эксплуатации.

НА считается в горячем резерве, если он может быть запущен в работу при первой необходимости без подготовки или в режиме АВР.

Контроль за работой НА ПС ведется оператором по приборам, установленным на щите автоматики или по значениям параметров на экране монитора. При нормальной работе оборудования контролируемые параметры НА в соответствии с установленным перечнем должны регистрироваться в специальном журнале через каждые два часа. При отклонении параметров оборудования от заданных пределов производится остановка неисправного агрегата и пуск резервного. Дежурный оператор в этом случае должен зафиксировать в оперативном журнале значение параметра, из-за которого произошло отключение работавшего агрегата. Автоматическая регистрация соответствующего параметра производится немедленно специальным аварийным регистратором с выдачей его значения и наименования на экран монитора.

Во время эксплуатации оборудования необходимо следить за его параметрами в соответствии с инструкциями, в частности:

• за герметичностью обвязки оборудования (фланцевых и резьбовых соединений, уплотнений насосов);
• значениями давления в маслосистеме и охлаждающей жидкости (воздуха), а также за работой приточных, вытяжных и общеобменных вентиляционных систем, других механизмов и систем.

При обнаружении утечек и неисправностей необходимо принимать меры к их устранению.

Установку датчиков газоанализаторов в насосной следует предусматривать в соответствии с проектом у каждого насоса в местах наиболее вероятного скопления газа и утечек взрывоопасных паров и газов (сальниковых, механических уплотнений, фланцевых соединений, клапанов и т.д.).

Электродвигатели, применяемые для привода магистральных насосов при их размещении в общем зале, должны иметь взрывозащищенное исполнение, соответствующее категории и группе взрывоопасных смесей. При применении для привода насосов электродвигателей невзрывозащищенного исполнения электрозал должен быть отделен от насосного зала разделительной стеной. В этом случае в разделительной стене в месте соединения электродвигателей и насосов устанавливаются специальные устройства, обеспечивающие герметичность разделительной стенки (диафрагмы с камерами беспромвальных соединений), а в электрозале должно обеспечиваться избыточное давление воздуха 0,4 - 0,67 кПа.

Пуск станции запрещается в случае, когда температура воздуха в электрозале ниже +5°С, в любом режиме пуска (автоматический, дистанционный или местный).

Система смазки

Монтаж маслосистемы осуществляется по чертежам проектной организации в соответствии со схемой маслоснабжения магистральных НА, с установочными чертежами и инструкциями заводов-изготовителей. В проекте должна быть предусмотрена резервная система смазки основного оборудования, обеспечивающая подачу масла в агрегаты при аварийных отключениях. После окончания монтажных работ должна быть произведена очистка и промывка напорных и сливных маслопроводов и маслобака, очищены и заменены фильтры.

При пусконаладочных работах производится прокачка масла по маслосистеме, регулируется расход масла по подшипникам НА путем подбора дроссельных шайб или запорного устройства. Маслосистема проверяется на плотность фланцевых соединений и арматуры.

Во время пусконаладочных работ проверяется надежность подачи масла из аккумулирующего маслобака (если он предусмотрен) к подшипникам НА при остановленных маслонасосах для обеспечения выбега магистральных НА.

В процессе эксплуатации НА должны контролироваться температура и давление масла на входе в подшипники агрегатов, температура подшипников и т.д. Режим в системе охлаждения масла должен поддерживаться в пределах, установленных картой уставок технологических защит и обеспечивать температуру подшипников агрегатов не выше максимально допустимых значений.

Уровень в маслобаках и давление масла должны быть в пределах, обеспечивающих надежную работу подшипников насоса и электродвигателей. Контроль уровня масла в маслобаках осуществляется персоналом дежурной смены. Давление масла в маслосистеме контролируется автоматически, магистральные насосные агрегаты обеспечиваются автоматической защитой по минимальному давлению масла на входе подшипников насоса и электродвигателя. Точки контроля температуры, уровня и давления в системе смазки определяются проектом.

Масло, находящееся в системе смазки, следует заменять свежим в установленные инструкцией по эксплуатации сроки или через 3000 - 4000 часов наработки оборудования.

Для каждого типа НА должна быть установлена периодичность отбора проб из системы смазки для проверки качества масла. Пробы должны отбираться в соответствии с ГОСТ 2517-85 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб».

В системе смазки подшипников НА запрещается применять масла марок, не соответствующих рекомендованным заводом-изготовителем (фирмами).

Масло от поставщика принимается при наличии сертификата соответствия и паспорта качества на масло. При отсутствии указанных документов приемка масла должна осуществляться после проведения соответствующих физико-химических анализов на соответствие его параметров требуемым и выдачи заключения специализированной лабораторией.

Монтаж элементов системы смазки (трубопроводов, фильтров, холодильников, маслобак(ов) и др.) должен соответствовать проекту и обеспечивать самотечный сток масла в маслобак(и) без образования застойных зон; значения монтажных уклонов должны соответствовать требованиям НТД. В нижних точках системы или ее частей должны располагаться фильтры. Элементы системы смазки (фильтры) должны подвергаться периодической очистке в сроки, оговоренные инструкциями.

Для каждого типа насосов и двигателей устанавливаются на основе заводских и эксплуатационных данных нормы расхода масла.

В маслонасосной (маслоприямке) должна быть вывешена утвержденная техническим руководителем ПС, НП и т.д. технологическая схема системы смазки с указанием допустимых значений минимального и максимального давления и температуры масла.

Система охлаждения

Сроки и способы очистки полостей охлаждения агрегатов и теплообменных аппаратов системы охлаждения от накипи и загрязненной воды должны быть установлены в зависимости от конструкции системы охлаждения, степени загрязнения, жесткости, расхода воды. Трубопроводы системы охлаждения должны быть выполнены с уклоном, обеспечивающим самослив воды через специальные краны или штуцера.

Необходимо не реже одного раза в смену проверять отсутствие в охлаждающей воде нефтепродукта или масла. В случае обнаружения последних принимаются меры к немедленному выявлению и устранению повреждения. Результаты ежесменной проверки наличия в воде масла или нефтепродукта следует фиксировать в вахтенном журнале.

Система охлаждения должна исключать возможность повышения давления воды в охлаждаемых полостях агрегата выше предельного, указанного заводом-изготовителем. Температура охлаждения жидкости перед радиаторами электродвигателя должна быть не более +33°C.

Наружные элементы системы охлаждения (трубопроводы, арматура, градирня, емкости) должны быть своевременно подготовлены к работе в зимних условиях или опорожнены и отключены от основной системы.

Забор воздуха для охлаждения двигателей производится в соответствии с проектом в местах, не содержащих паров нефтепродукта, влаги, химических реагентов и т.д. выше предельных норм. Температура воздуха, подаваемого на охлаждение двигателей, должна соответствовать проекту и инструкции завода-изготовителя.

В насосной должна быть утвержденная техническим руководителем ЛПДС, ПС, НП технологическая схема системы охлаждения с указанием допустимых значений давления и температуры охлаждающей среды.