5.15 Организация работ и меры безопасности при проведении тОиТр насосного оборудования и запорной арматуры нпс

Ремонтные работы разрешается проводить после сдачи оборудования в ремонт по акту, после оформления наряда-допуска.

Перед проведением ремонтных работ оборудование должно быть подготовлено и очищено с соблюдением установленных требований.

Установку снятых предохранителей, включение отключенных цепей и открытие задвижек, а также снятие запрещающих плакатов «НЕ ВКЛЮЧАТЬ! РАБОТАЮТ ЛЮДИ!» и «НЕ ОТКРЫВАТЬ! РАБОТАЮТ ЛЮДИ!» осуществляет оперативный (дежурный) персонал по согласованию с производителем работ после записи в оперативном журнале об окончании ремонтных работ.

Нефть, разлитая при вскрытии оборудования, должна быть убрана, а место, залитое нефтью, очищено.

Во время проведения ремонта оборудования во взрывоопасных помещениях должна работать постоянно действующая приточно-вытяжная вентиляция.

При ремонте технологических трубопроводов необходимо проводить контроль воздушной среды. Если во время ремонта обнаружено превышение предельно допустимых концентраций паров нефтепродуктов, работа должна быть прекращена, а работники выведены из опасной зоны.

Работы могут быть возобновлены только в том случае, если при повторном анализе пробы воздуха концентрация газа не превысит допустимых санитарных норм.

После ремонта всё оборудование, емкости и трубопроводы должны быть опрессованы. Опрессовку следует производить до полного устранения всех пропусков.

Помещения узлов учета нефти должны быть оборудованы телефонной связью, звуковой и световой сигнализацией, предупреждающей об аварийной ситуации.

Эксплуатация оборудования узлов учета нефти с неработоспособной, неисправной или отключенной системой автоматики и телемеханики запрещается.

Эксплуатация основного и вспомогательного оборудования узлов учета нефти,фильтров, регуляторов давления без манометров (предусмотренных проектом), а также с неисправными или не поверенными манометрами запрещается.

В случае аварийной ситуации, а также при обнаружении какой-либо неисправности, нарушающей нормальный режим работы оборудования или создающей угрозу жизни и здоровью персонала, оборудование должно быть выведено из эксплуатации.

Опознавательная окраска, предупредительные знаки и знаки безопасности, наносимые на оборудование, трубопроводы и ограждения, должны соответствовать требованиям действующих стандартов.

Запорная арматура должна иметь нумерацию, соответствующую технологической схеме и указатели, показывающие состояние запорной арматуры: «открыто», «закрыто». Электроприводы запорно-регулирующей арматуры должны быть выполнены во взрывозащищенном исполнении.

При открытии и закрытии запорной арматуры запрещается применение дополнительных рычагов.

Работы в помещении узлов учета нефти и площадках регуляторов давления, фильтров-грязеуловителей, СППК необходимо выполнять инструментом, исключающим искрообразование.

Промасленный, либо пропитанный нефтью обтирочный материал должен собираться в специальные металлические ящики с плотно закрывающимися крышками и удаляться по окончании смены в специально отведенное место.

В качестве переносного освещения должны применяться аккумуляторные фонари во взрывозащищенном исполнении, включать и выключать которые необходимо вне помещения насосной станции.

Переносные средства связи и мобильные телефоны не взрывозащищенного исполнения должны быть выключены при входе в помещение насосной станции.

Запрещается работа неисправными грузозахватными приспособлениями.

Перед началом работ необходимо дренировать нефть из оборудования.

Применять инструмент по назначению, не допускать падения инструмента и деталей на пол и их соударения.

Отогрев запорной арматуры и трубопроводов производятся горячей водой, паром, горячим песком, с помощью электронагревательных приборов взрывозащищенного исполнения после разработки мероприятий по сбросу избыточного давления, утвержденных главным инженером ОСТ. Категорически запрещается использование для отогрева открытого огня.

Виды ТО и ТР (их объем)

Техническое обслуживание и ремонт технологических трубопроводов и устройств производится в соответствии с требованиями РД-75.200.00-КТН-037-13 «Руководство по техническому обслуживанию и ремонту оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций».

Технологические трубопроводы включают в себя внутриплощадочные нефтепроводы, соединительные детали трубопроводов, запорно-регулирующая арматура, узлы учета и контроля, фильтры-грязеуловители и другие устройства.

При работе по ремонту технологических трубопроводов и запорной арматуры опасными и вредными производственными факторами являются следующие:

-возможность травмирования движущимися частями;

-возможность травмирования при работе неисправным ручным инструментом или неосторожным с ним обращением;

-недостаточное освещение рабочей зоны;

-возможность поражения электрическим током;

-возможность загазованности помещения и опасность отравления, пожара, взрыва.

Проведение работ при техническом обслуживании и ремонту технологических трубопроводов, трубопроводной арматуры и устройств на территории НПС должно выполняться с оформлением нарядов-допусков на газоопасные, огневые работы и работы повышенной опасности.

Входной контроль при поступлении запорной арматуры и обратных затворов от заводов-изготовителей и после капитального ремонта проводится ОАО МН на специализированных участках по входному контролю обученными и аттестованными специалистами данных участков.

Входной контроль арматуры DN 50-1200 включает в себя:

- проверку эксплуатационной и разрешительной документации;

- визуальный и инструментально-измерительный контроль;

- испытания на герметичность затвора арматуры.

Перед монтажом арматуры проверяется наличие эксплуатационной и разрешительной документации; производится визуальный и инструментально-измерительный контроль.

При входном контроле и перед монтажом арматуры замеры толщины стенки корпусных деталей в контрольных точках не производится.

Арматура, предназначенная для установки на действующий нефтепровод, после установки которой невозможно проведение гидравлических испытаний в составе трубопровода, подвергается гидравлическим испытаниям на специализированном участке на прочность и плотность материала корпусных деталей и сварных швов давлением равным испытательному давлению данного участка нефтепровода.

Перед монтажом арматуры на нефтепровод, производится полное удаление воды из полости корпуса.

Арматура считается не прошедшей приемо-сдаточные испытания и входной контроль, если она не соответствует требованиям ТУ, ЭД и «Регламента входного контроля, технического обслуживания, ремонта, технического освидетельствования запорной арматуры и обратных затворов объектов магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть».

Вся вновь устанавливаемая на объектах МН отечественная и импортная арматура должна иметь сертификаты соответствия, удостоверяющие соответствие запорной арматуры требованиям Государственных стандартов и нормативных документов России и разрешения Ростехнадзора на применение данной продукции. РНУ (ОАО) должно осуществлять учет срока службы, наработки и количества циклов работы «открыто-закрыто» арматуры.

Арматура считается работоспособной, если:

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

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

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

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

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

- электропривод обеспечивает плавное перемещение затвора, открытие и закрытие в течение времени, указанного в паспорте; обеспечивается отключение электропривода при достижении затвором крайних положений и при превышении крутящего момента допустимого значения на бугельном узле.

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

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

Неработоспособность арматуры определяется критериями отказов и предельных состояний.

Критериями отказов запорной арматуры являются:

- неустранимая дополнительной подтяжкой потеря герметичности по отношению к внешней среде;

- пропуск среды в затворе сверх допустимого;

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

- увеличение времени срабатывания сверх допустимого;

- выход из строя электропривода.

Критериями предельных состояний арматуры являются:

- достижение назначенного срока службы;

- разрушение или потеря плотности основного материала и сварных швов;

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

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

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

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

Анализ газовоздушной среды должен проводиться перед началом работы, после перерывов в работе и во время проведения работ с периодичностью, указанной в наряде-допуске, но не реже чем через час, а также по первому требованию. Места отбора проб и периодичность проведения анализа газовоздушной среды определяются лицом, выдающим наряд-допуск.

Клиновые задвижки должны иметь местный указатель для визуального контроля положения клина с метками «открыто», «закрыто» и указатель направления движения клина при открытии и закрытии.

Задвижки DN 500 и выше для рабочей среды нефть и нефтепродукты должны иметь устройства сброса (компенсации) давления из корпуса при значении рабочего давления в корпусе выше PN.

Сброс давления должен осуществляться в патрубок с рабочим давлением ниже либо равном PN, при достижении величины не более 1,1РN.

Размещение устройства необходимо предусматривать внутри корпуса задвижки. Устройства сброса (компенсации) давления необходимо предусматривать необслуживаемые.

Конструкция устройства сброса (компенсации) давления должна обеспечивать его замену без демонтажа задвижки с трубопровода.

Устройство сброса давления должно выполнять свои функции при перепаде давления на затворе во всем диапазоне рабочих давлений от 0 до РN.

Задвижки DN 300 и выше для рабочей среды нефть и нефтепродукты должны иметь устройство контроля давления в корпусе. Устройство должно позволять производить сброс избыточного давления из корпуса. Монтаж устройства должен быть осуществлен через отверстие в крышке задвижки, предназначенное для выпуска воздуха при проведении гидравлических испытаний.

Шиберные задвижки должны иметь устройства сброса давления из корпуса при значении рабочего давления в корпусе выше PN. Сброс давления должен осуществляться в патрубок с рабочим давлением ниже либо равном PN. Сброс давления должен осуществляться при разнице давлений в корпусе и патрубках не более 0,3 PN, для задвижек PN до 4,0 МПа включительно, не более 0,1 PN, для задвижек PN 6,3 МПа и выше.

В конструкции задвижек, должны быть предусмотрены устройства для контроля герметичности затвора и промывки нижней части внутренней полости корпуса (дренажный трубопровод), изготовленные из коррозионно-стойких сталей. Порядок контроля герметичности затвора и промывки внутренней полости корпуса должен быть отражен в руководстве по эксплуатации. Операции по контролю герметичности затвора и промывке нижней части внутренней полости корпуса задвижки должны выполняться без остановки нефтепровода.

Дренажный трубопровод должен быть расположен:

- для задвижек DN до 250 включительно – снаружи корпуса;

- для задвижек DN 300 и выше – внутри корпуса.

При размещении дренажного трубопровода снаружи корпуса, он должен иметь защитный кожух.

Степень полноты открытия клиновых задвижек с выдвижным шпинделем определяется путем замера высоты шпинделя относительно стойки задвижки и сравнение величины выдвижения шпинделя с паспортными значениями. При несоответствии сравниваемых высот дооткрытие клина должно производится вручную.

Шиберные задвижки должны иметь местный указатель для визуального контроля положения шибера с метками «открыто», «закрыто» и указатель направления движения шибера при открытии и закрытии. При несоответствии меток дооткрытие клина должно производится вручную.

Степень полноты открытия клиновых задвижек с невыдвижным шпинделем определяется путем замера времени срабатывания (полного открытия задвижки) и сравнение его с паспортным значением. При несоответствии сравниваемых величин дооткрытие клина должно производится вручную.

Момент закрытия задвижек на электроприводе должен соответствовать паспортному значению.

Для поддержания запорной арматуры и обратных затворов в работоспособном состоянии при эксплуатации выполняются:

 техническое обслуживание ежемесячное ТО-1;

 техническое обслуживание сезонное ТО-2;

 текущий ремонт (ТР);

 средний ремонт (СР);

 капитальный ремонт (КР).

Средний ремонт клиновых, шиберных задвижек, DN 300-1200 обратных затворов и шаровых кранов проводится без демонтажа с трубопровода силами УРН МТО.

Если в процессе эксплуатации, выполнения ТО и ТР выявляются неустранимые дефекты: негерметичность затвора, негерметичность по отношению к внешней среде по уплотнениям и соединениям, нарушение плавности перемещения затвора, превышение крутящего момента электропривода более 10% от паспортных значений, должен выполняться СР запорной арматуры раньше установленного срока.

Сроки выполнения среднего ремонта должны быть приурочены к плановым остановкам НПС и линейной части МН.

Если по результатам технического диагностирования арматура признается технически неисправной и непригодной для дальнейшей эксплуатации, а также при невозможности восстановления герметичности затвора и других нормативных показателей средним ремонтом, арматура должна демонтироваться и сдаваться на капремонт на специализированное предприятие.

Нефтенасосная –– сооружение НПС, в котором устанавливается основное (магистральные, подпорные насосы, электродвигатели) и вспомогательное (система смазки, охлаждения, утечек, контроля и защит) оборудование.

Основное оборудование и вспомогательные системы НПС должны эксплуатироваться в соответствии с требованиями технологических регламентов, производственных инструкций, инструкций по эксплуатации оборудования и систем, разработанных с учетом требований нормативных документов.

Планирование ТО и ремонта основного и вспомогательного оборудования НПС производится по графикам ППР и фактическому техническому состоянию оборудования по результатам диагностических контролей.

Вывод в ремонт основного и вспомогательного оборудования НПС осуществляется по решению руководства филиала, аттестованного в установленном порядке на основании письменного разрешения руководства (главного инженера) ОСТ.

Работы по обслуживанию и ремонту основного и вспомогательного оборудования НПС производится по наряду-допуску или распоряжению (отдельные виды ТО) в соответствии с утвержденным перечнем по филиалу на работы выполняемые по распоряжению или наряду-допуску.

При работе по ремонту и обслуживании насосных агрегатах опасными и вредными производственными факторами являются следующие:

-возможность травмирования движущимися частями машин и механизмов;

-возможность травмирования при работе неисправным ручным инструментом или неосторожным с ним обращением;

-недостаточное освещение рабочей зоны;

-возможность поражения электрическим током;

-возможность загазованности помещения и опасность отравления, пожара, взрыва.

-возможность травмирования при выполнении работ с применением ГПМ

Текущий ремонт магистральных и подпорных насосов выполняется без демонтажа крышки насоса.

Средний ремонт предусматривает разборку насоса без демонтажа с фундамента (секционные насосы – демонтируются).

Демонтированный ротор доставляется на специализированное предприятие или участок БПО для ремонта и дефектоскопии вала.

При обнаружении дефектов корпуса магистральный и подпорный насос подлежат ремонту в условиях специализированного предприятия.

При проведении текущего и среднего ремонта должны быть выполнены следующие мероприятия:

- отключение, отсечение оборудования, трубопроводов от действующих коммуникаций;

- принятие мер, исключающих поступление горючих паров газов в зону работ, разлив горючих жидкостей;

- сброс давления;

- принятие мер, исключающих несанкционированное включение оборудования;

- проверка состояния оборудования, запорной арматуры;

- контроль воздушной среды;

- ограждение места работы, обозначение опасной зоны, вывешивание запрещающих, предупредительных знаков, аншлагов;

- использование искробезопасного инструмента и оборудования, светильников во взрывозащищенном исполнении;

- работы должны проводиться при включенных приточной и вытяжной системах вентиляции.

Ремонтные работы в МНС разрешается проводить после сдачи оборудования в ремонт по акту, после оформления наряда-допуска.

Перед проведением ремонтных работ оборудование должно быть подготовлено и очищено с соблюдением установленных требований.

Ремонт насосных агрегатов и трубопроводов во время их работы запрещается.

Установку снятых предохранителей, включение отключенных цепей и открытие задвижек, а также снятие запрещающих плакатов «НЕ ВКЛЮЧАТЬ! РАБОТАЮТ ЛЮДИ!» и «НЕ ОТКРЫВАТЬ! РАБОТАЮТ ЛЮДИ!» осуществляет оперативный (дежурный) персонал по согласованию с производителем работ после записи в оперативном журнале об окончании ремонтных работ.

Нефть, разлитая при вскрытии оборудования, должна быть убрана, а место, залитое нефтью, очищено.

Во время проведения ремонта оборудования во взрывоопасных помещениях должна работать постоянно действующая приточно-вытяжная вентиляция.

При ремонте насосных агрегатов, связанном с демонтажем диафрагмы между насосным залом и электрозалом или при снятии промежуточного вала «окно» между залами должно быть закрыто. При монтаже промвала или диафрагмы, выполняемом без остановки работающих насосов, в рабочей зоне должен осуществляться дополнительный контроль состояния окружающей среды переносными газоанализаторами. Место производства ремонтных работ должно быть ограждено сигнальной лентой.

При проведении ремонта более одного рабочего дня, при длительных перерывах в работе обязательно закрыть и закрепить крышку насоса с установкой технологических заглушек вместо торцовых уплотнений.

При ремонте насосного оборудования, запорной арматуры и технологических трубопроводов необходимо проводить контроль воздушной среды. Если во время ремонта обнаружено превышение предельно допустимых концентраций паров нефтепродуктов, работа должна быть прекращена, а работники выведены из опасной зоны.

Работы могут быть возобновлены только в том случае, если при повторном анализе пробы воздуха концентрация газа не превысит допустимых санитарных норм.

Помещения насосной станции должны быть оборудованы телефонной связью, звуковой и световой сигнализацией, предупреждающей об аварийной ситуации.

Эксплуатация оборудования насосной станции с неработоспособной, неисправной или отключенной системой автоматики и телемеханики запрещается.

При заполнении насосов нефтью газовоздушная смесь должна отводиться в систему сбора утечек по закрытой системе трубопроводов.

Пуск магистральных и подпорных насосных агрегатов при обнаружении неисправностей вспомогательных систем запрещается.

Во время работы насосных агрегатов запрещается:

• проводить обтяжку соединений и ремонт каких-либо деталей и оборудования, находящихся под давлением;

• прикасаться к вращающимся частям.

Эксплуатация основного и вспомогательного оборудования насосной станции без манометров (предусмотренных проектом), а также с неисправными или не поверенными манометрами запрещается.

В случае аварийной ситуации, а также при обнаружении какой-либо неисправности, нарушающей нормальный режим работы насосного агрегата или создающей угрозу жизни и здоровью персонала, насосный агрегат должен быть остановлен, задвижки на входных и выходных трубопроводах данного агрегата должны быть закрыты.

Опознавательная окраска, предупредительные знаки и знаки безопасности, наносимые на оборудование, трубопроводы и ограждения, должны соответствовать требованиям действующих стандартов.

Работы в помещении насосной станции необходимо выполнять инструментом, выполненным из искробезопасного материала.

Промасленный, либо пропитанный нефтью обтирочный материал должен собираться в специальные металлические ящики с плотно закрывающимися крышками и удаляться по окончании смены в специально отведенное место за пределами насосной станции.

В качестве переносного освещения должны применяться аккумуляторные фонари во взрывозащищенном исполнении, включать и выключать которые необходимо вне помещения насосной станции.

Переносные средства связи и мобильные телефоны не взрывозащищенного исполнения должны быть выключены при входе в помещение насосной станции.

Запрещается работа неисправными грузозахватными приспособлениями.

Применять инструмент по назначению, не допускать падения инструмента и деталей на пол и их соударения.

При проведении ремонта более одного рабочего дня, при длительных перерывах в работе обязательно закрыть и закрепить крышку насоса с установкой технологических заглушек вместо торцовых уплотнений.

При концентрации паров нефти в воздухе более ПДК (300 мг/м³) необходимо использовать шланговый противогаз.

Предельная загазованность для работ в замкнутых пространствах не более 2100 мг/м³ (ПДВК). При этом работы выполнять с обязательным использованием изолирующих противогазов.

Ремонт насосов можно проводить только после их отключения и полной остановки движущихся частей. Отключить электродвигатель от источника питания и на пусковом устройстве вывесить плакат «Не включать, работают люди». Давление в насосе снизить до атмосферного, оставшуюся нефть слить из насоса, разлитую при вскрытии насосов нефть убрать, место разлива засыпать песком или промыть водой.

Ремонтные работы должны выполняться в дневное время. При необходимости вести ремонтные работы ночью место работ должно быть хорошо освещено. Светильники должны быть взрывобезопасными напряжением 12 В.

Работая во взрывоопасных помещениях нельзя бросать на пол инструменты и детали, которые могут вызвать искрообразование.

Работники ремонтных цехов и участков должны быть обеспечены согласно установленным перечням и нормам средствами индивидуальной защиты (СИЗ), спецодеждой, спецобувью.

Грузоподъемные механизмы, применяемые при ремонте оборудования НПС, следует эксплуатировать в соответствии с требованиями «Правил устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов».