Норми вібрації та похибка оцінки вібраційного стану обладнання. Шкідливий вплив шуму та вібрації Оформлення результатів вимірювань

ВІДКРИТЕ АКЦІОНЕРНЕ ТОВАРИСТВО

АКЦІОНЕРНА КОМПАНІЯ
ПО ТРАНСПОРТУ НАФТИ «ТРАНСНАФТА»

ВАТ«АК «ТРАНСНАФТА»

ТЕХНОЛОГІЧНІ
РЕГЛАМЕНТИ

(стандарти підприємства)
акціонерної компанії
з транспорту нафти «Транснафта»

ТомI

Москва 2003

РЕГЛАМЕНТ
ОРГАНІЗАЦІЇ КОНТРОЛЮ ЗА НОРМАТИВНИМИ ПАРАМЕТРАМИ МН І НПС В ОПЕРАТОРНИХ НПС, ДИСПЕТЧЕРСЬКИХ ПУНКТАХ РНУ (УМН) І ВАТ МН

1. ЗАГАЛЬНА ЧАСТИНА

1.1. Регламент визначає порядок контролю операторами НПС, диспетчерськими службами РНУ (УМН), ВАТ МН, фактичних параметрів магістральних нафтопроводів, НПС таНБ відповідність нормативно-технологічним параметрам.

Фактичний параметр - реальне зафіксоване приладами значення контрольованої величини.

Нормативно-технологічні параметри параметри, що встановлюються ПТЕ МН, РД, Регламентами, ГОСТ, Проектами, Технологічними картами, Інструкціями з експлуатації, Актами держповірок та іншими нормативними документамивизначальні системи управління технологічним процесом перекачування нафти.

Відхилення -вихід фактичного параметра за межі встановлених меж у табл. «Нормативно-технологічні параметри роботи магістральних нафтопроводів і НПС, що виводяться на екран АРМ оператора НПС, диспетчера РНУ (УМН) і ВАТ МН» при зниженні контрольованого параметра за межі встановленого мінімально допустимого значення, а також при збільшенні контрольованого параметра за межі встановленого максимально допустимого значення .

1.2. Регламент призначений для працівників служб експлуатації, інформаційних технологій, АСУ ТП, ОГМ , ОДЕ, служби технологічних режимів, диспетчерських служб, РНУ (УМН), ВАТ МН, операторів НПС, ЛВДС, НБ (далі НПС).

2. ОРГАНІЗАЦІЯ ДИСПЕТЧЕРСЬКОГО КОНТРОЛЮ ЗА НОРМАТИВНИМИ ПАРАМЕТРАМИ МН І НПС

2.1. Контроль за відповідністю фактичних параметрів МН таНП З нормативно-технологічними параметрами здійснюється операторами НПС диспетчерськими службами РНУ та ВАТ МН на моніторах персональних комп'ютерів, встановлених в операторних та диспетчерських пунктах відповідно до табл. .

2.2. Відповідність фактичних параметрів роботи обладнання НПС, резервуарні х парків та лінійної частини магістральних нафтопроводів нормативними параметрами контролюється на рівні НПС за системою автоматики та телемеханіки операторами НПС, на рівні РНУ (УМН) та ВАТ МН за системою телемеханіки диспетчерськими службами. Відхилення контрольованих параметрів від нормативних величин має відображатися на моніторах персональних комп'ютерів та щитах сигналізації та супроводжуватися звуковими сигналами.

Супроводження відхилень фактичних параметрів від нормативних світловим та звуковим сигналом, режимом перегляду фактичних параметрів за рівнями управління наведено у табл. .

У режимі перегляду інформація відображається на моніторах, не супроводжується світловою та звуковою сигналізацією та за наявності відхилень інформація подається у щоденному зведенні:

- на НПС – начальнику НПС;

- у РНУ – головному інженеру РНУ;

- у ВАТ – головному інженеру ВАТ.

2.3. Для контролю за роботою обладнання магістральних нафтопроводів та НПС до програми СДКУ РНУ (УМН), ВАТ МН запроваджуються нормативні значення та показники згідно з табл. «Нормативно-технологічні параметри роботи магістральних нафтопроводів та НПС, що виводяться на екран АРМ оператора НПС, диспетчера РНУ (УМН) та ВАТ МН», далі табл. .

2.4. Таблиця переглядається та затверджується головним інженером ВАТ МН не рідше одного разу на квартал до 25 числа місяця, що передує початку кварталу.

2.5. Таблиця оформляється відділом експлуатації ВАТ МН з розбивкою по РНУ із зазначенням ПІБ відповідальних за надання та зміну даних.

2.6. Порядок збору даних, оформлення та затвердження табл. :

2.6.1. До 15 березня, до 15 липня, до 15 вересня, до 15 грудня фахівці РНУ у напрямку діяльності заповнюють параметри Таблиці за підписом відповідального за кожен параметр. Начальник відділу експлуатації передає проект таблиці на підпис головного інженера РНУ та після підписання протягом доби направляє до ВАТ МН з супровідним листом. Відповідальність за своєчасне формування та передачу у ВАТ МН Таблиці несе головний інженер РНУ.

2.6.2. ОЕ ВАТ до 20 березня, до 20 липня, до 20 вересня, до 20 грудня на підставі представлених із РНУ проектів таблиць формує зведену таблицю та передає на погодження за напрямом діяльності головного механіка, головного енергетика, головного метролога, начальника відділу АСУ ТП , начальник товаро-транспортного відділу, начальник диспетчерської служби.

Узгоджена відділами ВАТ МН таблиця передається ОЕ на затвердження головному інженеру ВАТ МН, який до 25 числа затверджує її та повертає до ОЕ для направлення до відділів ВАТ МН за напрямами діяльності та до РНУ, протягом доби з моменту затвердженняня.

2.6.3. Протягом доби з моменту отримання затвердженої таблиці з ВАТ МН відділ експлуатації РНУ передає із супровідним листом затверджену таблицю згідно з межами обслуговування наНП С, ЛВДС.

2.7. Введення нормативних значень, зазначених у таблиці,затверджених головним інженером ВАТ МН, виробляється відповідальною особоюіз записом прізвища виконавця в оперативному журналі, протягом доби після затвердження:

- на НПС начальником дільниці АСУ. Відповідальність за відповідність уведених даних несе начальник НПС. Таблиця нормативно-технологічних параметрів запроваджується до АРМ системи автоматики НПС (за пунктами 1-14 табл. ) в операторній НПС, там же зберігається робочий журнал із записами про коригування;

- у СДКУ рівня РНУ працівником відділу ІТ чи АСУ ТП РНУ призначеним наказом. Таблиця нормативно-технологічних параметрів вводиться до СДКУ РНУ (УМН) з АРМ адміністратора СДКУ РНУ (за пунктами 15-27 табл. ), у диспетчерській РНУ зберігається робочий журнал із записами про коригування. Відповідальність за відповідність запроваджених нормативних значень несе начальник відділу ІТ (АСУ ТП) РНУ;

- відповідальність за відповідність введених нормативних значень всіх рівнях несе начальник відділу ІТ (АСУ ТП) ВАТ МН.

2.8. Підставою для внесення змін нормативних значень та показників до системи СДКУ є скасування чинних та введення нових документів, зміна ПІБ відповідальних за надання та зміну даних, зміни у технологічних картах, режимах роботи нафтопроводів, резервуарів, обладнання НПС, у ПТЕ МН, Регламентах, РД та і т.д.

Зміни проводяться ОЕ виходячи з службових записок відповідних відділів і служб за напрямами діяльності з ім'ям головного інженера ВАТ. Протягом доби ОЕ оформляє відповідно до пункту . цього регламенту доповнення до табл.. Після затвердження доповнення доводяться ОЕ до всіх зацікавлених відділів, служб та структурних підрозділів відповідно до п..п . та цього регламенту.

2.9. Не рідше одного разу на зміну операториНП З диспетчерські служби РНУ перевіряють відповідність фактичних параметрів роботи обладнання нормативним значенням таблиці , що виводяться на екран АРМ .

2.10. При надходженні світлового та звукового сигналупро невідповідність фактичних параметрів роботи МН, НПС нормативним, інформація автоматично заноситься до архіву аварійних сообщ ен «Нормативно-технологічних параметрів роботи МН та НПС».

Електронний архів повинен задовольняти такі вимоги:

- термін зберігання даних ЦДДо Для РНУ - 3 місяці, для ВАТ - 1 місяць;

- для запобігання несанкціонованому доступу сторонніх осіб до архіву аварійних повідомлень має бути реалізовано розмежування прав та контроль доступу до архіву аварійних повідомлень засобами ЦДКУ;

- в архіві аварійних повідомлень має бути можливість вибору повідомлень за типом, часом виникнення, змістом;

- засобами ЦДКУ забезпечити виведення архівних повідомлень на друк.

Особливі вимоги – електронний архів має містити службову інформацію про стан програмно-апаратних засобів, виявлену за результатами самодіагностики системи.

2.11. Дії чергового оперативного персоналу НПС, РНУ (УМН ), ВАТ під час надходження світлового чи звукового сигналу про відхилення фактичних параметрів роботи устаткування нормативних.

2 .11.1. При надходженні світлового або звукового сигналу про відхилення фактичних параметрів роботи обладнання від нормативних операторів НПС зобов'язаний:

- вжити заходів щодо забезпечення нормальної роботи НПС;

- доповісти про подію головним спеціалістам НПС (служби головного механіка - за пунктами 1-3, 6 -11, служби головного енергетика - з п.п. 4, 5, 12 -14, 17, 19, Л ЕС – 15, 16, 18, 20, 21, ділянки АСУ – за п.п. 20, 21, 22-27, службу безпеки - з п.п. 15, 6, 19-21), начальнику НПС та диспетчеру РНУ (УМН) - за всіма пунктами таблиці;

- виконати запис про те, що сталося в робочому журналі та журналі «Контролю подій та заходів, що вживаються...» (форма - Таблиця);

- доповісти диспетчеру РНУ про причини відхилення та вжиті заходи на підставі повідомлення головних фахівців НПС.

2. 11.2. При надходженні повідомлення оператора НПС про відхилення фактичних параметрів роботи обладнання від нормативних, світлового чи звукового сигналу на АРМ СДКУ, диспетчер РНУ зобов'язаний:

- доповісти головним спеціалістам РНУ для з'ясування причин (ОДМ - за пунктами 1-3, 6 -11, ОДЕ - з п.п. 4, 5, 12 -1 4, 17, 19, ОЕ – 16, 18, 20, 21, 22, ОАСУ – за п.п. 20, 21, Метрології - з п. 22, ТТО - з п.п. 15, 24-27, службу безпеки - з п.п. 15, 16, 19-21), головному інженеру РНУ та диспетчеру ВАТ - за всіма пунктами Таблиці;

- виконати запис про те, що сталося в робочому журналі, у добовому диспетчерському аркуші та журналі «Контролю подій та заходів, що вживаються...» (форма - Таблиця );

- доповісти диспетчеру ВАТ про причини відхилення та вжиті заходи на підставі повідомлення головних спеціалістів РНУ.

2. 11.3. При надходженні повідомлення диспетчера РНУ, світлового чи звукового сигналу на АРМ СДКУ про відхилення фактичних параметрів роботи обладнання від нормативних диспетчер ВАТ зобов'язаний:

- вжити заходів щодо забезпечення нормальної роботи нафтопроводу;

- доповісти головним спеціалістам ВАТ для з'ясування причин (ОДМ - за пунктами 1-3, 6 -11, ОДЕ - з п.п. 4, 5, 12-14, 17, 19, ОЕ - 16, 18, 20, 21, ОАСУ – за п.п. 20, 21, Метрології - з п. 22, ТТО - з п.п. 26-27, СТР - за п. 15), головного інженера ВАТ - за всіма пунктами таблиці;

- виконати запис про те, що сталося в робочому журналі, у добовому диспетчерському аркуші та журналі «Контролю подій та заходів, що вживаються...» (форма - Таблиця ).

2.12. Дії головних спеціалістів НПС, РНУ (УМН) та ВАТ МН під час надходження повідомлення про відхилення фактичних робочих параметрів роботи обладнання, МН від нормативних параметрів:

- головні фахівціНП З зобов'язані вжити заходів щодо з'ясування обставин, що призвели до відхилення параметрів від нормативних, усунути причини відхилення та доповісти начальнику НПС, оператору;

- головні спеціалісти РНУ зобов'язані - з'ясувати обставини, що призвели до відхилення параметрів від нормативних, вжити заходів для усунення причин відхилення та доповісти головному інженеру РНУ, диспетчеру РНУ;

- Основні фахівці ВАТ мають - з'ясувати обставини, які призвели до відхилення параметрів від нормативних, вжити заходів для усунення причин відхилення та доповісти головному інженеру ВАТ, диспетчеру ВАТ.

2 .13. Крім зазначених у табосіб е нормативно-технологічних параметрів, оператор НПС, диспетчерська служба РНУ, ВАТ МН контролює роботу обладнання НПС, резервуарны х парків, нафтопроводів та всі параметри роботи МН та НПС зазначені у технологічних картах, регламентах, таблицях уставок та інструкціях.

Прийняті скорочення

АЧР - автоматичне частотне розвантаження

ІЛ-вимірювальна лінія

КП-контрольний пункт

КПП СОД-камера прийому пуску засобів очищення та діагностики

ЛЕП - лінія електропередачі

МА-магістральний агрегат

МН-магістральний нафтопровід

НБ-нафтобаза

ЛП ДС-лінійна виробничо-диспетчерська станція

НПС- нафтоперекачувальна станція

ПА-підпірний агрегат

П До У- пункт контролю та управління

РД-регулятор тиску

РНУ-районне нафтопровідне управління

САР-система автоматичного регулювання

СОУ-система виявлення витоків

ТМ-телемеханіка

ФГУ-фільтр-грязевловлювач

ПОЯСНЕННЯ ДО ЗАПОВНЕННЯ ТАБЛИЦІ

У таблиці обов'язково заповнюється ПІБ відповідального за надання та зміну даних та ПІБ відповідального за введення даних до системи ЦДКУ.

Введення всіх нормативних параметрів здійснюється у ручному режимі.

Розділ НПС

У п. «Величина максимально допустимого тиску, що проходить через НПС» у графі «макс» вказується величина максимально-допустимого тиску, що проходить через зупинену НПС, через камеру пропуску або пуску-приймання очисних пристроїввиходячи з несучої здатностітрубопроводу на приймальній частині НПС.

Введення

Контроль здійснюється засобами системи автоматики НПС та СДКУ (незалежно відключено або підключено НПС до нафтопроводу).

У п. встановлюється величина відхилень тиску на прийомі і на виході НПС визначальна межі (діапазон) тисків, що характеризують нормальну роботу нафтопроводу в режимі, що встановився. Вводиться на НПС оператором після 10 хвилин роботи нафтопроводу режимом, що встановився.

Введення поточних фактичних параметрів здійснюється автоматично засобами автоматики та телемеханіки НПС.

Контроль параметра здійснюється автоматично системою автоматики НПС, через Т М засобами ЦДКУ.

Режим роботи нафтопроводу, що встановився - це режим роботи нафтопроводу, при якому забезпечена задана продуктивність, завершені всі необхідні пуски і зупинки НПС і відсутні зміни (коливання) тиску протягом 10 хвилин.

В п .п . і вказується величина відхилення тиску від тиску на виході і прийомі НПС. Верхня межа тиску на виході НПС встановлюється на 2 кгс/см 2 більше робочого тиску, що встановився, але не більше максимально допустимого зазначеного в технологічної карті. Нижня межа тиску прийомі НПС встановлюється на 0,5 кгс/см. 2 менше встановленого раб очей тиску, але не менше мінімально допустимого тиску зазначеного в технологічній карті. Аналогічно встановлюється межа максимального тиску прийомі НПС і мінімального тиску на виході НПС.

У п. вказується максимально і мінімально допустимий перепад тиску на фільтрах брудоуловлювачів, згідно з РД 153-39 ТМ 008-96.

У вод здійснюється автоматично системою автоматики НПС.

Контроль здійснюється засобами системи автоматики НПС та ЦД До У.

У п. вказується номінальне навантаження електродвигуна МА згідно з паспортом.

Введення здійснюється автоматично системою автоматики НПС.

Контроль

У п. вказується номінальне навантаження електродвигуна ПА згідно з паспортом.

Введення

Контроль здійснюється засобами системи автоматики НПС та ЦДКУ.

У п. вказується максимально допустима вібрація магістрального насоса, поріг спрацьовування (уставка) агрегатного захисту згідно з РД 153-39 ТМ 008-96.

Введення поточних фактичних параметрів здійснюється автоматично системою автоматики НПС.

Контроль здійснюється засобами системи автоматики НПС та ЦДКУ.

У п. вказується максимально допустима вібрація підпірного насоса, поріг спрацьовування (уставка) агрегатного захисту згідно з РД 153-39 ТМ 008-96.

Введення поточних фактичних параметрів здійснюється автоматично системою автоматики НПС.

Контроль здійснюється засобами системи автоматики НПС та ЦДКУ.

Через ТМ передається одне максимальне значення вібрації підпірного насоса контролю засобами СДКУ.

У п. вказується напрацювання магістрального агрегату згідно з РД 153-39 ТМ 008-96.

Введення поточних фактичних параметрів здійснюється автоматично за оперативними даними ЦДКУ.

Контроль за цим нормативним параметром здійснюється засобами ЦДКУ. Фактична напрацювання має перевищувати нормативний показник.

У п. вказується максимальне допустиме безперервне напрацювання МА д про перехід на резервний 600 годин згідно з Регламентом «Забезпечення змінності працюючих і магістральних агрегатів, що знаходяться в резерві.НПС».

У п. вказується напрацювання МА до капітального ремонту згідно з РД 153-39 ТМ 008-96.

У п. вказуються аналогічні п. параметри для ПА згідно з РД 153-39 ТМ 008-96.

У п.п. і вказується нормативна кількість відповідно магістральних і підпірних агрегатів НПС, що перебувають у стані АВР, але не менше ніж по 1 агрегату МА та ПА.

Введення поточних фактичних параметрів здійснюється автоматично системою автоматики НПС.

Контроль здійснюється засобами системою автоматики НПС та ЦД До У.

У п. вказується положення вступних та секційних вимикачів.

У п. вказується нормативний показник положення вступних вимикачів ВКЛЮЧЕНО.

У п. вказується нормативний показник положення секційних вимикачів ВІДКЛЮЧЕНО.

Введення поточних фактичних параметрів здійснюється автоматично системою автоматики НПС.

Контроль здійснюється засобами системи автоматики НПС та ЦДКУ.

У п. вказується зникнення напруги на шинах 6-10 кВ.

Введення поточних фактичних параметрів здійснюється автоматично системою автоматики НПС.

Контроль здійснюється засобами системи автоматики НПС та ЦДКУ.

У п. вказується кількість відключеньМА та ПА зі спрацьовування захисту АЧР.

Введення поточних фактичних параметрів здійснюється автоматично системою автоматики НПС.

Контроль здійснюється засобами системи автоматики НПС та ЦДКУ.

Розділ Лінійна частина

У п. вказується величина максимально допустимого тиску кожному КП при максимальному режимі роботи нафтопроводу. Розраховується кожному за КП виходячи з затверджених ВАТ МН режимів роботи нафтопроводу.

Введення поточних фактичних властивостей здійснюється засобами ТМ.

Контроль здійснюється засобами ЦД До У.

У п. вказується нормативна величина тиску на КП підводного переходу Визначається за Регламентом технічної експлуатації переходів МН через водні перепони.

Введення

Контроль

У п. вказується величина максимального та мінімального захисного потенціалу на КП, норматив визначається за ГОСТ Р 51164-98.

Введення поточних фактичних параметрів здійснюється автоматично через ТМ.

Контроль здійснюється засобами ЦДКУ.

У п. вказується максимальний допустимий рівень ємності збору витоків на КППСОД не більше 30 % від максимального обсягу ємності.

Введення поточних фактичних параметрів здійснюється автоматично через ТМ.

Контроль здійснюється засобами ЦДКУ.

У п. вказується наявність або відсутність напруги на вздовж трасовій ЛЕП , електроживлення КП. Нормативний показник наявності напруги живлення ПКУ.

Введення поточних фактичних параметрів здійснюється автоматично через ТМ.

Контроль здійснюється засобами ЦДКУ.

У п. зазначається несанкціонований доступ (відкриття дверей б/б ПКУ без заявки та повідомлення диспетчеру РНУ). Нормативний показник 0.

Введення поточних фактичних параметрів здійснюється автоматично через ТМ.

Контроль здійснюється засобами ЦДКУ.

У п. вказується нормативний показник «закрито» 3 або «відкрито», при мимовільній зміні положення засувок на лінійній частині виникає сигнал відхилення від нормативного параметра. Нормативний показник 0.

Введення поточних фактичних параметрів здійснюється автоматично через ТМ.

Контроль здійснюється засобами ЦДКУ.

РозділУУН

У п. відображається фактична миттєва витрата ІЛ в реальному часі в режимі перегляду.

Введення поточних фактичних параметрів здійснюється автоматично засобами Т М з УУН у реальному часі.

Контроль здійснюється через ТМ засобами ЦД До У.

У п. вказується вміст води у нафті.

Введення поточних фактичних параметрів при л їх можливості здійснюється автоматичнопро дані Б КК засобами Т Ммул та в ручному режимі кожні 12 годин.

Контроль здійснюється засобами ЦДКУ.

У п. вказується максимально допустима густина нафти.

Введення КК засобами ТМ або у ручному режимі кожні 12 годин.

Контроль здійснюється засобами ЦДКУ.

У п. вказується максимально допустима в'язкість нафти.

Введення поточних фактичних параметрів за наявності можливості здійснюється автоматично за даними БКК засобами ТМ чи ручному режимі кожні 12 годин.

Контроль здійснюється засобами ЦДКУ.

У п. вказується максимально допустимий вміст сірки в нафті.

Введення поточних фактичних параметрів за наявності можливості здійснюється автоматично за даними Б До До засобів ТМ або в ручному режимі кожні 12 годин.

Контроль здійснюється засобами ЦДКУ.

У п. вказується максимально допустимий вміст солей хлористих за даними хімічним. аналізу.

Введення контрольований параметр здійснюється в ручному режимі кожні 12 годин.

Контроль здійснюється засобами ЦДКУ.

до 01.01.2001 р.

Даний керівний документ поширюється на відцентрові живильні насоси потужністю більше 10 мВт з приводом від парової турбіни і робочою частотою обертання 50 - 150 с -1 і встановлює норми вібрації опор підшипників відцентрових живильних насосів, що знаходяться в експлуатації та приймаються в експлуатації. також Загальні вимогидо проведення вимірів.

Цей керівний документ не поширюється на опори насосів турбінного приводу.

1 . НОРМИ ВІБРАЦІЇ

1.1. Як нормовані параметри вібрації встановлені наступні параметри:

подвійна амплітуда вібропереміщень у смузі частот від 10 до 300 Гц;

середнє квадратичне значення віброшвидкості робочої смузі частот від 10 до 1000 Гц.

1.2. Вібрацію вимірюють на всіх підшипникових опорах насоса у трьох взаємно-перпендикулярних напрямках: вертикальному, горизонтально-поперечному та горизонтально-осьовому по відношенню до осі валу живильного насоса.

1.3. Вібраційний стан поживних насосів оцінюють за найбільшим значенням будь-якого вимірюваного параметра вібрації у будь-якому напрямку.

1.4. При прийманні після монтажу поживних насосів вібрація підшипників не повинна перевищувати наступних параметрів:

1.6. При перевищенні норм вібрації, встановлених у пп. 1.4 та 1.5, повинні бути вжиті заходи щодо її зниження у строк не більше 30 днів.

1.7. Не допускається експлуатація живильних насосів при рівнях вібрації понад:

за рівнем вібропереміщень – 80 мкм;

за рівнем віброшвидкостей – 18 мм/с;

при досягненні зазначеного рівня за будь-яким із цих двох параметрів.

1.8. Норми вібрації підшипникових опор повинні бути зафіксовані в інструкції з експлуатації насосів живильних.

2 . ЗАГАЛЬНІ ВИМОГИ ДО ПРОВЕДЕННЯ ВИМІР

2.1. Вимірювання вібраційних параметріввідцентрових поживних насосів проводять на режимі, що встановився.

2.2. Вібрацію поживних насосів вимірюють та реєструють за допомогою стаціонарної апаратури безперервного контролю вібрації підшипникових опор, що відповідає вимогам ГОСТ 27164-86.

2.3. Апаратура має забезпечувати вимірювання подвійної амплітуди вібропереміщень у смузі частот від 10 до 300 Гц та середнього квадратичного значення віброшвидкості у смузі частот від 10 до 1000 Гц.

Застосовувана апаратура повинна мати межу вимірювання від 0 до 200 мкм за вібропереміщенням та від 0 до 31,5 мм/с за віброшвидкістю.

2.4. Датчики для вимірювання горизонтально-поперечної та горизонтально-осьової складових вібрації кріплять до кришки підшипника. Вертикальну складову вібрації вимірюють на верхній частині кришки підшипника над серединою його довжини вкладиша.

2.5. Коефіцієнт поперечної чутливості датчика не повинен перевищувати 0,05 у всій смузі частот, у якій проводять вимірювання.

2.6. Встановлені датчики повинні бути захищені від пари, турбінної олії, рідини ОМТІ та нормально працювати при темратурі навколишнього середовища до 100 °С, вологості до 98 % та напруженості магнітного поля до 400 А/м.

2.7. Умови експлуатації вимірювальних підсилювачів та інших блоків апаратури повинні відповідати ГОСТ 15150-69 для виконання категорії 4.

2.8. Максимальна основна похибка вимірювання подвійної амплітуди вібропереміщення не повинна перевищувати 5 %. Основна похибка виміру середнього квадратичного значення віброшвидкості 10%.

2.9. До встановлення стаціонарної апаратури безперервного контролю вібрації поживних насосів, що знаходяться в експлуатації, допускається вимірювати вібрацію переносними приладами, що задовольняють викладені вимоги.

3 . ОФОРМЛЕННЯ РЕЗУЛЬТАТІВ ВИМІРЮВАНЬ

3.1. Результати вимірювання вібрації при прийманні живильного насоса в експлуатацію оформляють приймально-здавальним актом, в якому мають бути вказані.

Норми вібрації є дуже важливими при діагностиці роторного обладнання. Динамічне (роторне) обладнання займає великий відсоток у загальному обсязі обладнання промислового підприємства: електричні двигуни, насоси, компресори, вентилятори, редуктори, турбіни та ін. Завданням служби головного механіка та головного енергетика є визначення з достатньою точністю того моменту, коли проведення ППР технічно, а головне економічно обґрунтоване. Одним із найкращих методіввизначення технічного стану вузлів, що обертаються, є віброконтроль віброметрами BALTECH VP-3410 або вібродіагностика за допомогою віброаналізаторів BALTECH CSI 2130, які дозволяють скоротити необґрунтовані витрати матеріальних засобів на експлуатацію та технічне обслуговування обладнання, а також оцінити ймовірність і попередити можливість позапланового виходу. Однак, це можливо тільки якщо контроль вібрації проводити систематично, тоді вдається вчасно виявити: знос підшипників (качення, ковзання), неспіввісність валів, дисбаланс роторів, проблеми зі змащенням машин та багато інших відхилень та несправностей.

У ГОСТ ИСО 10816-1-97 встановлено два основних критерії загальної оцінки вібраційного стану машин та механізмів різних класів залежно від потужності агрегату. За одним критерієм порівнюю абсолютні значення параметра вібрації у широкій смузі частот, по іншому – зміни цього параметра.

Опір при механічних деформаціях (наприклад, падіння).

Перший критерій – це абсолютні значення вібрації. Він пов'язаний з визначенням меж для абсолютного значення параметра вібрації, встановлених з умови допустимих динамічних навантажень на підшипники та допустимої вібрації, що передається зовні на опори та фундамент. Максимальне значення параметра, виміряне кожному підшипнику чи опорі, порівнюють з межами зон цієї машини. Прилади та програми компанії BALTECH ви можете вказати (вибрати) свої норми вібрації або прийняти зі списку стандартів занесений міжнародний до програми «Протон-Експерт».

Клас 1 - Окремі частини двигунів і машин, з'єднані з агрегатом і працюють у звичайному їм режимі (серійні електричні мотори потужністю до 15 кВт є типовими машинами цієї категорії).

Клас 2 – Машини середньої величини (типові електромотори потужністю від 15 до 875 кВт) без спеціальних фундаментів, жорстко встановлені двигуни або машини (до 300 кВт) на спеціальних фундаментах.

Клас 3 - Потужні первинні двигуни та інші потужні машини з масами, що обертаються, встановлені на масивних фундаментах, щодо жорстких у напрямку вимірювання вібрації.

Клас 4 - Потужні первинні двигуни та інші потужні машини з масами, що обертаються, встановлені на фундаменти, відносно податливі в напрямку вимірювання вібрації (наприклад, турбогенератори і газові турбіни з вихідною потужністю більше 10 МВт).

Для якісної оцінки вібрації машини та прийняття рішень про необхідних діяхв конкретної ситуаціївстановлені такі зони стану.

• Зона А- У цю зону потрапляють, як правило, нові машини, які щойно введені в експлуатацію (вібрацію зазначених машин нормує, як правило, завод-виробник).
• Зона В- Машини, які потрапляють до цієї зони, зазвичай вважають придатними для подальшої експлуатації без обмеження термінів.
• Зона С- Машини, які потрапляють до цієї зони, зазвичай розглядають як непридатні для тривалої безперервної експлуатації. Зазвичай дані машини можуть функціонувати обмежений період часу, доки з'явиться потрібна можливість проведення ремонтних робіт.
• Зона D- Рівні вібрації в даній зоні зазвичай розглядають як досить серйозні для того, щоб викликати пошкодження машини.

Другий критерій – це зміна значень вібрації. Цей критерій заснований на порівнянні виміряного значення вібрації в режимі роботи машини, що встановився, з попередньо встановленим значенням. Такі зміни можуть бути швидкими або поступово наростаючими в часі і вказують на пошкодження машини на початковій стадії або на інші неполадки. Зміна вібрації на 25% зазвичай розглядають як значні.

При виявленні значних змін вібрації необхідно дослідити можливі причини таких змін, щоб виявити причини таких змін та визначити, які заходи необхідно вжити з метою запобігання виникненню небезпечних ситуацій. І в першу чергу необхідно з'ясувати, чи це не є наслідком неправильного вимірювання значення вібрації.

Самі користувачі вібровимірювальної апаратури та приладів часто потрапляють у делікатну ситуацію, коли намагаються порівняти показання між аналогічними приладами. Початкове здивування часто змінюється обуренням, коли виявляється не відповідність у показаннях, що перевищує допустиму похибку вимірювання приладів. Причин цьому кілька:

Некоректно порівнювати показання приладів, датчики вібрації яких встановлені в різних місцях, Нехай навіть досить близько;

Некоректно порівнювати показання приладів, датчики вібрації яких мають різні способикріплення до об'єкта (магніт, шпилька, щуп, клей та ін.);

Необхідно враховувати, що п'єзоелектричні датчики вібрації чутливі до температурних, магнітних і електричним полямздатні змінювати свій електричний опір при механічних деформаціях (наприклад, при падінні).

На перший погляд, порівнюючи технічні характеристикидвох приладів, можна сказати, що другий прилад значно краще за першого. Подивимося уважніше:

Наприклад розглянемо механізм, оборотна частота обертання ротора у якого дорівнює12.5 Гц (750 об/хв), а рівень вібрації становить 4 мм/с, можливі такі показання приладів:

а) для першого приладу, похибка на частоті 12.5 Гц та рівні 4 мм/с, відповідно до технічними вимогамине більше ±10%, тобто показання приладу будуть в діапазоні від 3.6 до 4.4 мм/с;

б) для другого похибка на частоті 12.5 Гц складе ±15%, похибка при рівні вібрації 4 мм/с складе 20/4*5=25%. У більшості випадків обидві похибки є систематичними, тому вони арифметично підсумовуються. Отримуємо похибку вимірювання ±40%, тобто показання приладу можливо від 2.4 до 5.6 мм/с;

У той же час, якщо проводити оцінку вібрації в частотному спектрі вібрації механізму складових із частотою нижче 10 Гц і вище 1 кГц показання другого приладу порівняно з першим виявляться кращими.

Необхідно звернути увагу на наявність у приладі середнього квадратичного значення детектора. Заміна середнього квадратичного значення детектором середнього або амплітудного значення може призвести до додаткової похибки при вимірюванні полігармонічного сигналу ще до 30%.

Таким чином, якщо ми подивимося на показання двох приладів при вимірюванні вібрації реального механізму, то можемо отримати, що реальна похибка вимірювання вібрації реальних механізмів у реальних умовах не менше ± (15-25)%. Саме з цієї причини необхідно акуратно ставитися до вибору виробника вібровимірювальної апаратури та ще більш уважно до постійного підвищення кваліфікації фахівця з вібродіагностики. Так як в першу чергу від того як саме проводяться ці виміри, можна говорити про результат діагнозу. Одним з найефективніших та універсальних приладівдля проведення віброконтролю та динамічного балансування роторів у власних опорах є комплект «Протон-Баланс-II», що виробляється компанією BALTECH у стандартній та максимальній модифікації. Норми вібрації можуть вимірюватися з вібропереміщення або віброшвидкості, а похибка оцінки вібраційного стану обладнання має мінімальне значеннявідповідно до міжнародними стандартами IORS та ISO.

Вібродіагностика дозволяє контролювати технічний стан магістральних та підпірних агрегатів у режимі безперервного спостереження за рівнем вібрації.

Основні вимоги щодо контролю та вимірювання вібрацій насосних агрегатів:

1. Усі магістральні та підпірні насосні агрегати повинні бути оснащені стаціонарною контрольно-сигнальною віброапаратурою (КСА) з можливістю безперервного контролю в операторній поточних параметрах вібрації. Система автоматики НПС повинна забезпечувати світлову та звукову сигналізаціюв операторній за підвищеної вібрації, а також автоматичне відключення агрегатів при досягненні аварійного значення вібрації.

2. Датчики контрольно-сигнальної віброапаратури встановлюють на кожній опорі підшипникової магістрального і горизонтального підпірного підпірного насосів для контролю вібрації у вертикальному напрямку. (рис) На вертикальних підпірних насосах датчики встановлюються на корпусі опорно-упорного підшипникового вузла для контролю вібрації у вертикальному (осьовому) та горизонтально-поперечному напрямках. (рис)

Малюнок. Точки вимірювання на опорі підшипника

Малюнок. Точки вимірювання вібрації на вертикальному насосному агрегаті

Система автоматики повинна бути налаштована на видачу сигналу при досягненні попереджувального та аварійного рівнів вібрації насосів у контрольованих точках. Вимірюваним та нормованим параметром вібрації є середнє квадратичне значення (СКЗ) віброшвидкості у робочій смузі частот 10...1000 Гц.

3. Значення уставок сигналізації та захисту за перевищенням вібрації встановлюються за затвердженою картою уставок технологічних захистів залежно від типорозмірів ротора, режиму роботи насоса (подачі) та норм вібрації.

Норми вібрації магістральних та підпірних насосів для номінальних режимів роботи

Норми вібрації магістральних та підпірних насосів для неномінальних режимів роботи

При величині вібрації від 7,1 мм/с до 11,2 мм/с тривалість експлуатації магістральних та підпірних насосів не повинна перевищувати 168 годин.

Номінальний режим роботи насосного агрегату – подача від 0,8 до 1,2 від номінальної подачі (Q ном) відповідного ротора (робочого колеса).

При включенні та відключенні насосного агрегату має здійснюватися блокування захисту цього агрегату та інших працюючих агрегатів за перевищенням вібрації на час виконання програми пуску (зупинки) насосних агрегатів.

4. Попереджувальна сигналізація в операторній місцевого диспетчерського пункту за параметром «підвищена вібрація» відповідає величині СКЗ 5,5 мм/с (номінальний режим) та 8,0 мм/с (неномінальний режим).

Сигнал «аварійна вібрація» - СКЗ 7,1 мм/с та 11,2 мм/с, негайне відключення насосного агрегату.

5. Контроль вібрації допоміжних насосів (масло насоси, насоси систем відкачування витоків, водопостачання, пожежогасіння, опалення) повинен здійснюватися 1 раз на місяць і перед виведенням поточний ремонтза допомогою переносної апаратури.

6. Для отримання додаткової інформаціїпри вібродіагностиці магістральних та підпірних агрегатів, а також на період тимчасової відсутностістаціонарно встановлених засобів вимірювання та контролю вібрації (повірка, калібрування, модернізація) використовують переносну портативну віброапаратуру.

Кожен вимір вібрації портативною апаратурою проводять у строго фіксованих точках.

7. При використанні портативної віброапаратури вертикальна складова вібрації вимірюється на верхній частині кришки підшипника над серединою його довжини вкладиша.

Горизонтально-поперечна та горизонтально-осьова складові вібрації горизонтальних насосних агрегатів вимірюються нижче на 2...3 мм від осі валу насоса навпроти середини довжини опорного вкладиша (рис).

Місця вимірювання вібрації на вертикальному насосному агрегаті відповідають точкам 1, 2, 3, 4, 5, 6 (рис).

Малюнок. Точки вимірювання вібрації на корпусі підшипника насоса без виносних опор

У насосів, які мають виносних підшипникових вузлів (типу ЦНС, НГПНА), вібрація вимірюється на корпусі над підшипником якомога ближче до осі обертання ротора (рис).

8. Для оцінки жорсткості кріплення рами до фундаменту вібрація вимірюється усім елементах кріплення насоса до фундаменту. Вимірювання проводиться у вертикальному напрямку на анкерних болтах (головках) або поруч із ними на фундаменті на відстані не більше 100 мм від них. Вимір проводиться при плановому та неплановому вібродіагностиком контролі.

9. Для проведення вібродіагностичного контролю використовується апаратура для вимірювання середнього квадратичного значення вібрації та універсальна віброаналізуюча апаратура з можливістю вимірювання спектральних складових вібрації та амплітудно-фазових характеристик.

Встановлення та обв'язування насосних агрегатів (НА) здійснюється згідно з проектом. Налагодження та випробування здійснюються відповідно до вимог відповідних інструкцій заводів-виробників.

Насоси в зборі з двигунами встановлюються на фундаментах і вивіряються щодо прив'язувальних осей, у плані та висоті, з точністю, визначеною проектом.

До початку обв'язування рами та насоси надійно закріплюються на фундаменті. Після приєднання всмоктувального та нагнітального трубопроводів перевіряється центрування насосного агрегату. Точність центрування встановлюється заводськими інструкціями на насоси, що монтуються, а за відсутності таких вказівок точність повинна бути в межах:

• биття – радіальне – не більше 0,05 мм;
• биття осьове – не більше 0,03 мм.

Перевірка центрування здійснюється вручну, шляхом провертання валів насоса та двигуна, з'єднаних між собою муфтами. Вали повинні прокручуватися легко, без заїдань. Співвісність валів насосів та двигунів вимірюється відповідними інструментами (індикаторами тощо).

Підпірні та магістральні насоси перед монтажем піддаються індивідуальним гідровипробуванням відповідно до даних заводських інструкцій. Гідровипробування приймально-викидних патрубків підпірних та магістральних насосів та колектора насосної після монтажу та ремонту виконуються згідно з проектною документацією. Умови випробувань повинні відповідати вимогам БНіП ІІІ-42-80. Випробування приймально-викидних патрубків та колектора можуть проводитися спільно з насосами.

Інженерно-технічні працівники ЛВДС, ПС, відповідальні за експлуатацію та пуск НА (електромеханік, інженер КВП, механік), перед першим пуском або пуском НА після ремонту повинні особисто перевірити готовність до роботи всіх допоміжних систем та виконання заходів з технічної та пожежної безпеки:

• не пізніше ніж за 15 хвилин до пуску основних агрегатів переконатися у функціонуванні системи припливно-витяжної вентиляціїу всіх приміщеннях ПС;
• перевірити готовність електросхеми, положення масляного вимикача(пускачів), стан КВП та засобів автоматики;
• переконатися у готовності до запуску допоміжних систем;
• переконатися у готовності до пуску основних НА, запірної арматуриза технологічною схемою;
• перевірити надходження олії в підшипникові вузли, гідромуфту насосів та охолоджуючої рідини до охолоджувачів (якщо вони повітряні, то при необхідності переконатися в тому, що вони підключені);
• перевірити наявність необхідного тискуповітря в повітряній камері валу з'єднання в розділовій стіні (або корпусі електродвигуна).

При звичайній експлуатації ці операції здійснюються персоналом чергової зміни (оператором, машиністом, електриком тощо) відповідно до їх посадовими інструкціямита інструкціями з експлуатації та обслуговування обладнання.

До початку експлуатації насосної повинні бути підготовлені інструкції, в яких повинні бути зазначені послідовність операцій пуску та зупинення допоміжного та основного обладнання, порядок їх обслуговування та дій персоналу в аварійних ситуаціях.

Забороняється пускати агрегат:

• без включення припливно-витяжної вентиляції;
• без включеної маслосистеми;
• при незаповненому рідиною насосі;
• за наявності технологічних несправностей;
• в інших випадках, передбачених інструкціями (посадовими, з експлуатації обладнання, інструкціями заводу-виробника тощо).

Забороняється експлуатувати агрегат у разі порушення герметичності з'єднань; під час роботи агрегату забороняється підтягувати різьбові з'єднання, що знаходяться під тиском, проводити будь-які дії та роботи, не передбачені інструкціями, положеннями тощо.

На неавтоматизованих ПС аварійна зупинка НА має бути здійснена відповідно до інструкції чергового персоналу, у тому числі:

1. з появою диму з ущільнень, сальників у розділовій стіні;
2. при значному витоку нафтопродукту на працюючому агрегаті (розбризкуванні нафтопродуктів);
3. при появі металевого звуку чи шуму в агрегаті;
4. при сильній вібрації;
5. при температурі корпусу підшипників вище за межі, встановлені заводом-виробником;
6. при пожежі чи підвищеній загазованості;
7. у всіх випадках, що створюють загрозу обслуговуючого персоналу та безпеки експлуатації обладнання.

Перепад тиску між повітряною камерою валу та насосним приміщенням має бути не менше 200 Па. Після зупинки НА (у тому числі після виведення його в резерв) подача повітря у повітряну камеру ущільнення не припиняється.

Насоси, гідромуфти та двигуни повинні бути оснащені приладами, що дозволяють контролювати експлуатаційні параметри або сигналізувати про перевищення їх допустимих граничних значень. Умови встановлення та використання цих приладів наводяться у відповідних інструкціях заводів-виробників.

Припливно-витяжні системивентиляції насосних (магістральної та підпірної) та системи контролю загазованості у цих приміщеннях повинні працювати в автоматичному режимі. Крім автоматичного включення припливно-витяжної вентиляції та відключення насосів має бути передбачене ручне керування вентиляторами за місцем; кнопка аварійної зупинки насосної повинна розташовуватись зовні будівлі насосної поблизу вхідних дверей.

Корпуси насосів повинні бути заземлені незалежно від заземлення електродвигунів.

Продувні та дренажні крани насосів повинні бути забезпечені трубками для відведення та скидання продукту в колектор витоків і далі в ємність збору витоків, розташовану поза будівлею насосної. Виведення продуктів продування та дренажу насосів в атмосферу насосної забороняється.

Після непланової зупинки необхідно з'ясувати причину зупинки і до її усунення не проводити запуск даного агрегату. Черговий персонал повинен негайно повідомити диспетчера відділення експлуатуючої організації та сусідні ПС про зупинку агрегату.

Введення резервного магістрального або підпірного агрегату в автоматичному режимі здійснюється при повністю відкритій приймальні та закритій викидній (напірній) засувці або відкритих обох засувках. У першому випадку відкриття засувки на нагнітанні насоса може починатися одночасно з пуском електродвигуна або випереджати запуск двигуна на 15-20 с. Відповідно до проекту може бути передбачено інший порядок запуску резервного НА в автоматичному режимі.

Автоматичне введення резервного магістрального, підпірного агрегату або агрегату однієї з допоміжних систем (маслосистеми, системи підпору камер безпромвальних з'єднань тощо) здійснюється після відключення основного без витримки часу або з мінімальною витримкою (селектуючої) часу.

При пуску станції з послідовною схемою обв'язки рекомендується запускати магістральні НА проти руху потоку нафтопродукту, тобто, починаючи з більшого номера агрегату в бік меншого. У разі запуску лише одного НА можливий пуск будь-кого з готових до роботи.

НА вважається резервним, якщо він справний та готовий до роботи. Усі вентилі, засувки на системі обв'язки НА, що містяться в резерві (холодному), повинні знаходитись у положенні, передбаченому проектом та інструкціями з експлуатації.

НА вважається у гарячому резерві, якщо він може бути запущений у роботу за першої необхідності без підготовки або в режимі АВР.

Контроль за роботою НА ПС ведеться оператором приладів, встановленим на щиті автоматики або за значеннями параметрів на екрані монітора. При нормальній роботі обладнання контрольовані параметри відповідно до встановленого переліку повинні реєструватися в спеціальному журналі через кожні дві години. У разі відхилення параметрів обладнання від заданих меж проводиться зупинка несправного агрегату та пуск резервного. Черговий оператор у цьому випадку повинен зафіксувати в оперативному журналі значення параметра, через яке сталося відключення агрегату, що працював. Автоматична реєстрація відповідного параметра провадиться негайно спеціальним аварійним реєстратором з видачею його значення та найменування на екран монітора.

Під час експлуатації обладнання необхідно стежити за його параметрами відповідно до інструкцій, зокрема:

• за герметичністю обв'язування обладнання (фланцевих та різьбових з'єднань, ущільнення насосів);
• значеннями тиску в маслосистемі та охолоджувальній рідині (повітря), а також за роботою припливних, витяжних та загальнообмінних вентиляційних систем, інших механізмів та систем.

При виявленні витоків та несправностей необхідно вживати заходів щодо їх усунення.

Установку датчиків газоаналізаторів у насосній слід передбачати відповідно до проекту кожного насоса в місцях найбільш ймовірного скупчення газу та витоків вибухонебезпечних пар і газів (сальникових, механічних ущільнень, фланцевих з'єднань, клапанів тощо).

Електродвигуни, що застосовуються для приводу магістральних насосів при їх розміщенні в залі, повинні мати вибухозахищене виконання, що відповідає категорії та групі вибухонебезпечних сумішей. При застосуванні для приводу насосів електродвигунів незахищеного виконання електрозал повинен бути відокремлений від насосного залу розділювальною стіною. У цьому випадку в стіні розділення в місці з'єднання електродвигунів і насосів встановлюються спеціальні пристрої, що забезпечують герметичність розділової стінки (діафрагми з камерами безпромвальних з'єднань), а в електрозалі повинен забезпечуватися надлишковий тиск повітря 0,4 - 0,67 кПа.

Пуск станції забороняється у разі, коли температура повітря в електрозалі нижче +5°С, у будь-якому режимі пуску (автоматичний, дистанційний чи місцевий).

Система змазки

Монтаж маслосистеми здійснюється за кресленнями проектної організації відповідно до схеми маслопостачання магістральних НА, з настановними кресленнями та інструкціями заводів-виробників. У проекті має бути передбачена резервна система мастила основного обладнання, що забезпечує подачу олії в агрегати при аварійних відключеннях. Після закінчення монтажних робітповинно бути проведено очищення та промивання напірних та зливних маслопроводів та маслобака, очищені та замінені фільтри.

При пусконалагоджувальних роботах проводиться прокачування масла маслосистемою, регулюється витрата масла по підшипниках НА шляхом підбору дросельних шайб або запірного пристрою. Маслосистема перевіряється на щільність фланцевих з'єднань та арматури.

Під час пусконалагоджувальних робіт перевіряється надійність подачі олії з акумулюючого маслобака (якщо він передбачений) до підшипників НА при зупинених маслонасосах для забезпечення вибігу магістральних НА.

У процесі експлуатації НА повинні контролюватись температура та тиск олії на вході в підшипники агрегатів, температура підшипників тощо. Режим у системі охолодження масла повинен підтримуватися в межах, встановлених картою уставок технологічних захистів та забезпечувати температуру підшипників агрегатів не вище максимально допустимих значень.

Рівень в маслобаках та тиск масла повинні бути в межах, що забезпечують надійну роботу підшипників насоса та електродвигунів. Контроль рівня олії в маслобаках здійснюється персоналом чергової зміни. Тиск олії в маслосистемі контролюється автоматично, магістральні насосні агрегати забезпечуються автоматичним захистомз мінімального тиску олії на вході підшипників насоса та електродвигуна. Точки контролю температури, рівня та тиску в системі мастила визначаються проектом.

Масло, що знаходиться в системі мастила, слід замінювати свіжим в встановлені інструкцієюз експлуатації терміни або через 3000 - 4000 годин напрацювання обладнання.

Для кожного типу НА повинна бути встановлена ​​періодичність відбору проб із системи мастила для перевірки якості олії. Проби повинні відбиратись відповідно до ГОСТ 2517-85 «Нафта та нафтопродукти. Методи відбору проб».

У системі мастила підшипників НА забороняється застосовувати олії марок, що не відповідають рекомендованим заводом-виробником (фірмами).

Олія від постачальника приймається за наявності сертифіката відповідності та паспорта якості на олію. При відсутності зазначених документівприймання олії має здійснюватися після проведення відповідних фізико-хімічних аналізів на відповідність його параметрів необхідним та видачі висновку спеціалізованою лабораторією.

Монтаж елементів системи мастила (трубопроводів, фільтрів, холодильників, маслобак(ів) та ін.) повинен відповідати проекту та забезпечувати самопливний стік масла в маслобак(і) без утворення застійних зон; значення монтажних ухилів мають відповідати вимогам НТД. У нижніх точках системи або її частин повинні розміщуватись фільтри. Елементи системи мастила (фільтри) повинні піддаватися періодичному очищенню в терміни, визначені інструкціями.

Для кожного типу насосів та двигунів встановлюються на основі заводських та експлуатаційних даних норми витрати олії.

У маслонасосній (маслоприямці) має бути вивішена затверджена технічним керівником ПС, НП тощо. технологічна схемасистеми мастила із зазначенням допустимих значень мінімального та максимального тиску та температури олії.

Система охолодження

Терміни та способи очищення порожнин охолодження агрегатів та теплообмінних апаратівсистеми охолодження від накипу та забрудненої води повинні бути встановлені залежно від конструкції системи охолодження, ступеня забруднення, жорсткості, витрати води. Трубопроводи системи охолодження повинні бути виконані з ухилом, що забезпечує самозлив води через спеціальні крани або штуцери.

Необхідно не рідше одного разу на зміну перевіряти відсутність в охолодній воді нафтопродукту або олії. У разі виявлення останніх вживаються заходи щодо негайного виявлення та усунення пошкодження. Результати щозмінної перевірки наявності у воді олії чи нафтопродукту слід фіксувати у вахтовому журналі.

Система охолодження повинна виключати можливість підвищення тиску води в порожнинах агрегату, що охолоджуються, вище граничного, зазначеного заводом-виробником. Температура охолодження рідини перед радіаторами електродвигуна має бути не більшою за +33°C.

Зовнішні елементи системи охолодження (трубопроводи, арматура, градирня, ємності) мають бути своєчасно підготовлені до роботи в зимових умовахабо випорожнені та відключені від основної системи.

Забір повітря для охолодження двигунів проводиться відповідно до проекту в місцях, які не містять парів нафтопродукту, вологи, хімічних реагентів тощо. вище за граничні норми. Температура повітря, що подається на охолодження двигунів, має відповідати проекту та інструкції заводу-виробника.

У насосній має бути затверджена технічним керівником ЛВДС, ПС, НП технологічна схема системи охолодження із зазначенням допустимих значень тиску та температури охолоджуючого середовища.