Вредное воздействие шума и вибрации. Нормы вибрации и погрешность оценки вибрационного состояния оборудования Допустимый уровень вибрации лпдс

Дипломный проект содержит 109 с., 24 рисунка, 16 таблиц, 9 использованных источников, 6 приложений.

АВТОМАТИЗАЦИЯ МАГИСТРАЛЬНОГО НАСОСНОГО АГРЕГАТА НМ1250-260, ДАТЧИК, СИГНАЛ, САУ СЕРИИ «MODICON TSX QUANTUM», КОНТРОЛЬ ВИБРАЦИИ, СИСТЕМЫ КОНТРОЛЯ ВИБРАЦИИ

Объектом исследования является магистральный насосный агрегат НМ 1250-260, применяющийся в ЛПДС «Черкассы».

В процессе исследования выполнен анализ существующего уровня автоматизации агрегата, обоснована необходимость модернизации его системы управления.

Цель работы – разработка управляющей программы для ПЛК «Modicon TSX Quantum» фирмы «Schneider Electric».

В результате исследования разработана система автоматизации магистрального насосного агрегата на основе современных программных и аппаратных средств. В качестве программного обеспечения проекта использован язык ST программы ISaGRAF.

Опытно-конструкторские и технико-экономические показатели свидетельствуют о повышении эффективности функционирования модернизированной системы управления магистрального насосного агрегата.

Степень внедрения – полученные результаты применённые в системе контроля вибрации «Каскад».

Эффективность внедрения основывается на повышении надежности системы автоматизации МНА, что подтверждено подсчетом экономического эффекта за расчетный период.

Определения, обозначения и сокращения……………………………………… 6

Введение………………………………………………………………………….. 7

1 Линейная производственная диспетчерская станция «Черкассы»…. 9 1.1 Краткая характеристика линейной производственной диспетчерской станции «Черкассы»…………………………………………………………….. 9

1.2 Характеристика технологического оборудования…………………………. 9

1.3 Характеристика технологических помещений…………………………… 12 1.4 Режимы работы ЛПДС «Черкассы»……………………………………. 13 1.5 Магистральный насосный агрегат…………………………………………. 16 1.6 Обвязка насосов ЛПДС «Черкассы»………………………………………. 18

1.7 Анализ существующей схемы автоматизации ЛПДС «Черкассы»……... 19

2 Патентная проработка………………………………………………………... 22

3 Автоматизация ЛПДС «Черкассы»………………………………………… 27

3.1 Автоматизация магистрального насосного агрегата…………………….. 27

3.2 Система противоаварийной защиты……………………………………… 33

3.3 АСУ ТП на базе контроллеров Modicon TSX Quantum………………….. 35

3.4 Структурная схема АСУ ТП на базе системы Quantum………………… 39

3.5 Устройства, входящие в состав системы………………………………….. 42

3.6 Датчики и технические средства автоматизации…………………………. 48

4 Выбор системы виброконтроля МНА………………………………………... 54 4.1 Аппаратура контроля вибромониторинга (АКВ)…………………………. 54

4.2 Аппаратура контроля вибрации «Каскад»….…………………………….. 56

4.3 Разработка программы управления насосным агрегатом………….…….. 64

4.4 Инструментальная система программирования промышленных контроллеров……………………………………………………………………. 65

4.5 Описание языка ST…………………………………………………………. 67

4.6 Создание проекта и программ в системе ISaGRAF………………………. 71

4.7 Программирование контроллера…………………………………………... 73

4.8 Алгоритм сигнализации и управления насосным агрегатом…………...... 74

4.9 Результаты работы программы…….…………………..…………………... 77

5 Охрана труда и техника безопасности магистральной насосной МНПП «Уфа-Западное направление»………………………………………………………… 80

5.1 Анализ потенциальных опасностей и производственных вредностей… 80

5.2 Мероприятия по технике безопасности при эксплуатации объектов ЛПДС «Черкассы»……………………………………………………………………… 85

5.3 Мероприятия по промышленной санитарии……………………………… 86

5.4 Мероприятия по пожарной безопасности………………………………… 89

5.5 Расчет установки пенного тушения и пожарного водоснабжения……… 91

6 Оценка экономической эффективности автоматизации линейно-производственной диспетчерской станции «Черкассы»……………………. 96

6.1 Основные источники повышения эффективности………………… 97 6.2 Методика расчета экономической эффективности……………………… 97

6.3 Расчет экономического эффекта…………………………………………. 99

Заключение…………………………………………………………………… 107

Список использованных источников………………………………………... 109

Приложение А. Перечень демонстрационных листов ……………………… 110

Приложение Б. Спецификации и схемы подключений модулей источников питания………………………………………………………………………… 111

Приложение В. Спецификация центрального процессорного устройства... 114

Приложение Г. Спецификации модулей ввода/вывода…………………….. 117

Приложение Д. Спецификации модулей Advantech………………………... 122

Приложение Е. Листинг управляющей программы………………………… 125

ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

		Линейная производственно-диспетчерская станция
		Автоматизированные рабочие места
		Блок ручного управления
		Уфа-Западное направление
		Автоматическое включение резерва
		Местный диспетчерский пункт
		Магистральный насосный агрегат
		Магистральный нефтепродуктпровод
		Микропроцессорная система автоматики
		Нормы пожарной безопасности
		Нефтеперекачивающая станция
		Программно-логический контроллер
		Электродвигатель
		Районный диспетчеркий пункт
		Диспетчерское управление и сбор данных
		Средство очистки и диагностики
		Язык программирования
		Система сглаживания волн давления
		Высоковольтный выключатель
		Устройство связи с объектом
		Фильтры-грязеуловители
		Центральный процессор
		Правила устройства электроустановок
		Строительные нормы и правила
		Система стандартов безопасности труда
		Система обработки информации

ВВЕДЕНИЕ

Автоматизация технологических процессов является одним из решающих факторов повышения производительности и улучшения условий труда. Все существующие и строящие объекты оснащены средствами автоматизации.

Транспорт нефтепродуктов – непрерывное производство, требующее пристального внимания к вопросам надежной эксплуатации, строительству и реконструкции объектов нефтеперекачки, капитального ремонта оборудования. В настоящее время основной задачей транспорта нефтепродуктов является повышение эффективности и качества работы транспортной системы. Для выполнения этой задачи предусмотрено строительство новых и модернизация действующих нефтепроводов, широкое внедрение средств автоматики, телемеханики и автоматизированных систем управления транспортом нефтепродуктов. При этом необходимо повышать надежность и эффективность нефтепроводного транспорта.

Система автоматизации линейно-производственной диспетчерской службы (ЛПДС) предназначена для контроля, защиты и управления оборудованием нефтепровода. Она должна обеспечивать автономное поддержание заданного режима работы насосной станции и его изменение по командам с пульта оператора ЛПДС и из вышестоящего уровня управления - районного диспетчерского пункта (РДП).

Актуальность создания автоматизации систем управления на ЛПДС «Черкассы» возросла в связи с низким уровнем автоматики, наличия морально устаревших релейных схем, низкой надежности и сложностью обслуживания. Это требует замены существующих систем на микропроцессорную систему автоматики.

Целью дипломного проекта является: повышение надежности и живучести технологического оборудования и средств автоматизации ЛПДС; расширение функциональных возможностей; увеличение периодичности технического обслуживания и ремонта станций.

Задачами дипломного проекта является:

• анализ существующей системы автоматизации ЛПДС;
• модернизация системы управления насосных агрегатов на базе ПЛК;

Автоматизация является высшей ступенью механизации производства и применяется в комплексе управления технологическими производственными процессами. Она открывает колоссальные возможности для повышения производительности труда, быстрого роста темпов развития производства, а также безопасности производственных процессов.

1 Линейная производственная диспетчерская станция «Черкассы»

1.1 Краткая характеристика линейной производственной диспетчерской станции «Черкассы»

ЛПДС «Черкассы» Уфимского производственного отделения ОАО «Уралтранснефтепродукт» образована в 1957 году с вводом в эксплуатацию МНПП Уфа – Петропавловск, насосной № 1 и резервуарного парка РВС-5000 в количестве 20 штук общей емкостью около 57,0 тыс. тонн. Станция образована как вторая площадка НПС «Черкассы» Уфимского районного нефтепроводного управления, входящего в состав Управления Урало-Сибирских магистральных нефтепроводов.

1.2 Характеристика технологического оборудования

В состав технологического оборудования ЛПДС «Черкассы» входят:

Три насоса магистральных НМ 1250-260 на номинальный расход 1250 м/ч с напором 260 м, с электродвигателями СТД 1250/2 мощностью N=1250 кВт, n=3000 об/мин и один насос магистральный НМ 1250-400 на номинальный расход 1250 м/ч с напором 400 м, с электродвигателем АЗМП-1600 мощностью N=2000 кВт, n=3000 об/мин, расположенные в общем укрытии и разделенные брандмауэрной стеной;

Система регулирования давления, состоящая из трех регуляторов давления;

Маслосистема принудительной смазки подшипников насосных агрегатов, состоящая из двух маслонасосов, двух маслобаков, аккумулирующего бака, двух маслофильтров, двух маслоохладителей;

Система оборотного водоснабжения, состоящая из двух водонасосов;

Система сбора и откачки утечек, состоящая из четырех емкостей и двух насосов откачки утечек;

Система вентиляции, состоящая из приточно-вытяжной вентиляции отделения насосов (два приточных и два вытяжных вентилятора); подпорной вентиляции отделения электродвигателей (один вентилятор существующий, установка второго предусмотрена на перспективу для выполнения аварийного включения резерва(АВР)); подпорной вентиляции беспромвальных камер (два вентилятора); вытяжной вентиляции камеры регуляторов давления (один вентилятор существующий, установка второго предусмотрена на перспективу для выполнения АВР); вытяжной вентиляции камеры на сов откачки утечек (один вентилятор существующий, установка второго пре смотрена на перспективу для выполнения АВР);

Электроприводные задвижки на технологических трубопроводах;

Система фильтров, состоящая из фильтра-грязеуловителя и двух фильтров тонкой очистки;

Система электроснабжения;

Система автоматического пожаротушения.

Камера регуляторов давления – защищаемое помещение: стены из кирпича. В данном помещении находятся 3 регулятора давления.

Камера утечек – защищаемое помещение: стены из кирпича. В данном помещении находятся 2 насоса откачки утечек.

Все исполнительные механизмы, обеспечивающие автоматическую работу ПС, должны быть оснащены электроприводами. Запорная арматура трубопроводов должна быть оснащена датчиками сигнализации крайних положений (открыто, закрыто). Автоматизируемое оборудование оснащено

приспособлениями для установки датчиков контроля и исполнительных механизмов.

Технологическая схема магистральной насосной МНПП «Уфа-Западное направление» №2 ЛПДС «Черкассы» приведена на рисунке 1.1.

1.3 Характеристика технологических помещений

Общее укрытие насосной состоит из отделения насосов и отделения электродвигателей, разделенных брандмауэрной стеной. Помещение отделения насосов относится к взрывоопасной зоне В-1а согласно Правилам устройства электроустановок ПУЭ, (зона класса 1 согласно ГОСТ Р 51330.3-99), по пожарной опасности – к категории А согласно Нормам пожарной безопасности НПБ 105-95, по функциональной опасности – к категории Ф5.1 согласно Строительным нормам и правилам СНиП 21-01-97. Помещение подлежит автоматическому пожаротушению.

Пространство помещения отделения электродвигателей не относится к взрывоопасной зоне. По пожарной опасности помещение отделения электродвигателей относится к категории Д. В отделении электродвигателей располагается маслоприемник, относящийся по пожарной опасности к категории В согласно НПБ 105-95. Маслоприемник подлежит автоматическому пожаротушению. По функциональной опасности отделения электродвигателей относится к категории Ф5.1 согласно СНиП 21-01-97.

Камера регуляторов давления – защищаемое помещение: стены из кирпича. В данном помещении находятся 3 регулятора давления. Пространство внутри помещения относится к взрывоопасной зоне В-1а согласно ПУЭ (зона класса 1 согласно ГОСТ Р 51330.3-99). По функциональной опасности - к категории Ф 5.1 согласно СНиП 21-01-97). По пожарной опасности – к категории А согласно НПБ 105-95. Камера регуляторов давления подлежит автоматическому пожаротушению. Трубопровод подачи огнетушащего вещества не предусмотрен. Система автоматики предусматривает реализацию автоматического пожаротушения камеры регуляторов давления.

Камера утечек - защищаемое помещение: стены из кирпича. В данном помещении находятся 2 насоса откачки утечек. Пространство внутри помещения относится к взрывоопасной зоне В-1а согласно ПУЭ (зона класса 1 согласно ГОСТ Р 51330.3-99), по функциональной опасности – к категория Ф5.1 согласно СНиП 21-01-97, по пожарной опасности – к категории А согласно НПБ 105-95. Трубопровод подачи огнетушащего вещества не предусмотрен. Система автоматики предусматривает реализацию автоматического пожаротушения камеры откачки утечек .

1.4 Режимы работы ЛПДС «Черкассы»

Система автоматики должна обеспечивать следующие режимы управления насосными станциями:

- «телемеханический»;

- «не телемеханический».

Выбор режима осуществляется с автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора-технолога насосной станции ЛПДС «Черкассы».

Каждый выбранный режим должен исключать другой.

Переключение из режима в режим должно осуществляться без останова работающих агрегатов и станции в целом.

В режиме «телемеханический» из РДП нефтепродуктопровода по системе телемеханики обеспечиваются следующие виды телеуправления (ТУ):

Пуск и останов вспомогательных систем насосной станции;

Открытие и закрытие задвижек на входе и выходе станции;

Пуск и останов магистральных насосных агрегатов по программам пуска и останова магистрального агрегата.

Управление агрегатами и системами, включая вспомогательные системы и задвижки на входе и выходе станции, по системе телемеханики должно сопровождаться, дополнительно к сообщению о состоянии (положении) агрегата, сообщением «Включено - отключено диспетчером трубопровода» на экране АРМа оператора и фиксироваться в журнале событий.

В режиме «не телемеханический» обеспечивается управление технологическими задвижками, подпорными и магистральными насосными агрегатами, агрегатами вспомогательных систем насосной станции общими командами «программный пуск», «программный останов» магистральных насосных агрегатов и вспомогательного оборудования.

В таблице 1.1 приведены технологические параметры работы станции. Таблица 1.1 - Технологические параметры работы ЛПДС «Черкассы»

Параметр	Значение
Место расположения станции по трассе МНПП, км
Высотная отметка, м
Максимальное допустимое рабочее давление на нагне-тании насосов (на коллекторе, до регулирующих уст-ройств), МПа
Максимальное допустимое рабочее давление на нагне-тании станции (после регулирующих устройств), МПа
Минимальное и максимальное допустимое рабочее дав-ление на приеме насосов, МПа
Наименьшая и наибольшая вязкость нефтепродукта, за-качиваемого в трубопровод, мм/с
Предел изменения температуры закачиваемого нефте-продукта из резервуаров в МНПП, С
Тип и назначение насоса	НМ1250-260 №1 основной НМ1250-260 №2 основной НМ1250-400 №3 основной НМ1250-400 №4 основной
Диаметр рабочего колеса, мм
Тип электродвигателя	СТД-1250/2 №1 СТД-1250/2 №2 СТД-1250/2 №3 4АЗМП- 1600/6000 №4
Минимальное давление на приеме станции, МПа
Максимальное давление в МНПП на выходе стан-ции, МПа

1.5 Магистральный насосный агрегат

Каждый МНА содержит следующие объекты: насос, электродвигатель.

В качестве оборудования МНА используется насос марки НМ 1250-260 и электродвигатель типа СТД-1250/2, и один насос марки НМ 1250-400 с электродвигателем АЗМП-1600.

Центробежные насосы – основной вид нагнетательного оборудования для перекачки нефти по магистральным нефтепродуктопроводам. Они отвечают требованиям, предъявляемым к МНА для перекачки значительных объемов нефти на дальние расстояния. Магистральным насосам необходимо иметь избыточное давление на входе. Это давление должно предотвратить опасное явление – кавитацию, которая может возникать внутри насоса в результате уменьшения давления в быстро движущейся жидкости.

Кавитация состоит в образовании пузырьков, заполненных парами перекачиваемой жидкости. Когда эти пузырьки попадают в область высокого давления, они схлопываются, развивая при этом огромные точечные давления. Кавитация приводит к быстрому износу частей нагнетателя и снижает эффективность его работы. Используемый насос НМ предназначен для транспортирования нефти и нефтепродуктов по магистральным трубопроводам с температурой от минус 5 до +80С, с содержанием механических примесей по объему не более 0,05% и размером не более 0,02 мм. Насос горизонтальный, секционный, многоступенчатый, однокорпусный или двухкорпусной НМ, с рабочими колесами одностороннего входа, с подшипниками скольжения (с принудительной смазкой), с концевыми уплотнениями торцового типа, с приводом от электродвигателя.

В качестве привода насосного агрегата используется электродвигатель типа СТД мощностью 1250 кВт во взрывобезопасном исполнении. Он установлен в общем с нагнетателем зале. Взрывобезопасное исполнение электродвигателя достигается принудительным нагнетанием воздуха вентиляционной системой под защитный кожух привода для поддержания избыточного давления (исключающее проникновение в двигатель паров нефти), а также использованием взрывонепроницаемой оболочки.

В качестве привода к насосам используются также и асинхронные электродвигатели высокого напряжения. Однако при использовании асинхронных двигателей мощностью от 2,5 до 8,0 МВт требуется установка в помещениях насосной дорогостоящих статических конденсаторов мощностей (которые при колебаниях нагрузки станции и температуры окружающей среды часто выходят из строя), а также комплекса высоковольтного оборудования, усложняющего схему электроснабжения.

Синхронные электродвигатели обладают лучшим показателями устойчивости, по сравнению с асинхронным, что особенно важно при случающихся падениях напряжения в сети.

По стоимости синхронные электродвигатели, как правило, дороже, чем аналогичные асинхронные, однако имеют лучшие энергетические характеристики, что делает их применение эффективным. Считается, что коэффициент полезного действия (КПД) синхронного двигателя изменяется незначительно при нагрузках, близких к номинальной мощности двигателя. При нагрузках, составляющих от 0,5 до 0,7 номинальной мощности, КПД синхронных электродвигателей значительно снижается. Практика эксплуатации нефтепроводов показала, что в условиях постоянно изменяющегося уровня загрузки трубопроводных систем целесообразно использовать регулируемые приводы насосных агрегатов. Путем регулирования числа оборотов рабочего колеса нагнетателя удается плавно менять его гидравлические и энергетические характеристики, подстраивая работу насоса к изменяющимся нагрузкам. Двигатели постоянного тока позволяют осуществлять регулирование числа оборотов простым изменением сопротивления (например, введением реостата в цепь ротора двигателя), однако у таких двигателей диапазон регулирования сравнительно узок. Двигатели переменного тока допускают регулирование числа оборотов путем изменения частоты питающего тока (с промышленной частоты 50 Гц до большего или меньшего значения в зависимости от того, требуется увеличить число оборотов вала ротора или уменьшить, соответственно).

1.6 Обвязка насосов ЛПДС «Черкассы»

Обвязка насосов может осуществляться последовательно, параллельно и комбинированным способом (рисунки 1.2 – 1.4).

Рисунок 1.2 – Последовательная обвязка насосов

Рисунок 1.3 – Параллельная обвязка насосов

Рисунок 1.4 – Комбинированная обвязка насосов

Последовательное соединение насосов используется для повышения напора, а параллельное – для увеличения подачи насосной станции ЛПДС «Черкассы» включает четыре магистральных насосных агрегата с электродвигателями, расположенными в общем укрытии нефтенасосной. Для увеличения напора на выходе станции насосы соединяют последовательно (рисунок 1.6), так, чтобы при одной и той же подаче напоры, создаваемые насосами, суммировались. Обвязка насосов обеспечивает работу ЛПДС при выходе в резерв любого из агрегатов станции. На всасывании и нагнетании каждого насоса установлена задвижка, а параллельно насосу - обратный клапан.

Рисунок 1.5 – Обвязка насосов на ПС

Обратный клапан, разделяющий линию всасывания и нагнетания каждого насоса, пропускает жидкость только в одном направлении. При работающем насосе давление, действующее на заслонку клапана слева (давление нагнетания), больше, чем давление, действующее на эту заслонку справа (давление всасывания), вследствие чего заслонка закрыта, и нефть идет через насос. При неработающем насосе, давление справа от заслонки клапана больше, чем давление слева от нее, вследствие чего заслонка открыта, и нефтепродукт поступает через КО-1 к следующему насосу, минуя неработающий.

1.7 Анализ существующей схемы автоматизации ЛПДС «Черкассы»

Автоматизируемое оборудование оснащено приспособлениями для установки датчиков контроля и исполнительных механизмов.

Все исполнительные механизмы оснащены приводами с электрическими сигналами управления. Запорная арматура трубопроводов внешней и внутренней обвязки ЛПДС оснащена датчиками сигнализации крайних положений (открыто, закрыто).

При реализации системы автоматики обеспечивается выполнение следующих задач:

Анализ режимов технологического оборудования;

Контроль технологических параметров;

Управление и контроль задвижек;

Контроль готовности к запуску магистральных и подпорных насосных агрегатов;

Обработка предельных значений параметров по магистральному насосному агрегату;

Управление и контроль магистрального и подпорного насосных агрегатов;

Управление и контроль приемной задвижки магистрального насосного агрегата;

Корректировка уставки регулирования при пуске магистрального агрегата;

Задание уставок регулирования;

Регулирование давления;

Управление и контроль маслонасосов;

Управление и контроль приточного вентилятора насосного отделения;

Управление и контроль вытяжного вентилятора насосного отделения;

Управление и контроль насоса откачки утечек;

Обработка измеряемых параметров;

Приме и передача сигналов в системы телемеханики.

Состояние и параметры работы оборудования ЛПДС отображаются на экране АРМ оператора ЛПДС в виде следующих видеокадров:

Общая схема насосной станции;

Схема отдельных магистральных агрегатов и вспомогательных систем;

Схема энергохозяйства;

Схема прилегающих участков трассы.

Блок ручного управления (БРУ) ЛПДС, установленный в операторной (ЩСУ) предусматривает:

Световую сигнализацию от:

1) датчиков аварийного давления на входе, в коллекторе и на выходе ЛПДС;

Каналов системы пожарной сигнализации;

2) каналов средств загазованности;

3) датчика переполнения резервуара-сборника;

4) датчика затопления насосной;

5) реле аварии ЗРУ;

Кнопки подачи команд управления:

Аварийного отключения ЛПДС;

Отключения магистральных и насосных агрегатов;

Включения магистральных и насосных агрегатов;

Открытия и закрытия задвижек подключения станции.

В настоящее время, при постоянном уменьшении добычи нефти, снижается объем перекачиваемой нефти. В связи с этим используют систему автоматического регулирования режима перекачки. Система предназначена для контроля и регулирования давления на приеме и на выходе перекачивающих насосных станций магистральных нефтепроводов. Система использует регулирующие заслонки с электрическим приводом для регулирования давления на приеме и на выходе нефтепроводов методом дросселирования потока на выходе.

2 Патентная проработка

2.1 Выбор и обоснование предмета поиска

В дипломном проекте рассматривается проект модернизации АСУ ТП линейно-производственной диспетчерской станции ЛПДС «Черкассы» ОАО «Уралтранснефтепродукт».

Одним из измеряемых параметров насосного агрегата линейно-производственной диспетчерской станции является вибрация. На ЛПДС для этих целей предлагаю к применению систему измерения вибрации «Каскад», поэтому при проведении патентного поиска внимание было уделено поиску и анализу пьезоэлектрических датчиков для измерения вибрации в технологических объектах нефтегазовой промышленности.

2.2 Регламент патентного поиска

Патентный поиск производился с использованием фонда УГНТУ по источникам патентной документации Российской Федерации.

Глубина поиска – пять лет (2007-2011 гг.). Поиск производился по индексу международной патентной классификации (МПК) G01P15/09 – «Измерение ускорения и замедления; измерение импульсов ускорения с помощью пьезоэлектрического датчика».

При этом использовались следующие источники патентной информации:

Документы справочно-поискового аппарата;

Полные описания к патентам России;

Официальный бюллетень Российского агентства по патентам и товарным знакам.

2.3 Результаты патентного поиска

Результаты просмотра источников патентной информации приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 – Результаты патентного поиска

2.4 Анализ результатов патентного поиска

Пьезоэлектрический акселерометр по патенту № 2301424 содержит многослойный пакет пьезокерамических пластин, состоящий из трех секций. Секции включают группы из трех пластин. Крайние пластины в группе снабжены диаметральными пазами, заполненными коммутационными шинами. Одна из средних пластин поляризована целиком по толщине, две другие средние пластины содержат сегменты, поляризованные по толщине в противоположных направлениях. Секции с сегментированными пластинами повернуты одна относительно другой на 90° вокруг продольной оси пакета. Технический результат - расширение функциональных возможностей за счет измерения виброускорения в трех взаимно перпендикулярных направлениях.

Вибрационный датчик по патенту № 2331076 содержит пьезокерамический трубчатый стержень с электродами, закрепленный в корпусе одним концом на основании с электроконтактами перпендикулярно его поверхности, а на другом конце стержня закреплен инерционный элемент, выполненный в виде массы-структуры, которая состоит из тонкостенного цилиндра, полость которого заполнена текучей демпфирующей средой (например, маслом низкой вязкости) и единичными сферическими грузами, с возможностью их свободного перемещения, при этом сферические грузы имеют различную массу. Внутри корпуса размещен демпфирующий элемент, в качестве которого использована также текучая демпфирующая среда. Техническим результатом является расширение диапазона измерения при повышении чувствительности датчика.

Вибропреобразователь по патенту № 2347228 содержит корпус с закрепленным в нем пьезоэлементом, выполненным в виде прямоугольного параллелепипеда с квадратным основанием и с элементами съема заряда в виде электропроводящих поверхностей, закрепленных на его гранях и электрически изолированных друг от друга, проводники для съема зарядов и диэлектрическую подложку, на которой установлено квадратное основание пьезоэлемента, полярная ось которого перпендикулярна плоскости его крепления к подложке. Каждая электропроводящая поверхность выполнена в виде пластины с выступающим на одной из ее сторон за пределы соответствующей грани параллелепипеда лепестком, изготовленной из изотропной медной фольги и закрепленной на грани параллелепипеда посредством полимеризуемого термореактивного токопроводящего материала, при этом на каждой паре смежных пластин лепестки ориентированы на разные ребра параллелепипеда, в каждом лепестке выполнена просечка для крепления проводника для съема зарядов, а ось каждого лепестка совпадает с одной из плоскостей симметрии соответствующей пластины. Такая конструкция преобразователя позволяет вывести точки крепления проводников к элементам съема заряда, как наиболее выраженные концентраторы напряжений, за пределы поверхностей съема заряда чувствительного элемента и позволяет реализовать технологии изготовления деталей и монтажа пьезопакетника промышленным образом, что минимизирует неоднородность и механические напряжения на гранях пьезоэлемента.

Трехкомпонентный датчик колебательного ускорения по патенту № 2383025 содержит корпус, который жестко закреплен на базовом основании и закрыт колпачком. Корпус выполнен из металла в форме трехгранной пирамиды с тремя ортогональными плоскостями, на каждой из которых консольным способом закреплены по одному чувствительному элементу. Чувствительные элементы выполнены в виде пьезоэлектрических или биморфных пластин.

Устройство для измерения вибрации по патенту № 2382368 содержит пьезоэлектрический преобразователь, инструментальный усилитель и операционный усилитель, выход которого является выходом устройства. Выходы пьезоэлектрического преобразователя соединены с прямым и инверсным входами инструментального усилителя, первый вход задания усиления которого соединен с первым выводом первого резистора. Выход операционного усилителя соединен с его инверсным входом через конденсатор. Инверсный вход операционного усилителя соединен через второй резистор с выходом инструментального усилителя. Прямой вход операционного усилителя соединен с общей шиной. В устройство введена индуктивность, которая включена между вторым выводом первого резистора и вторым входом задания усиления инструментального усилителя, а параллельно конденсатору подключен третий резистор. Прямой и инверсный входы инструментального усилителя могут быть соединены с общей шиной через первый и второй вспомогательные резисторы.

Сущность пьезоэлектрического измерительного преобразователя по патенту № 2400867 в том, что он содержит пьезопреобразователь и предусилитель, Первая часть предусилителя размещена в корпусе преобразователя и включает каскад усиления на полевом транзисторе и трех резисторах. Вторая часть предусилителя расположена вне корпуса и включает разделительный конденсатор и токостабилизирующий диод, катод которого и первый вывод разделительного конденсатора соединены с истоком полевого транзистора. Второй вывод разделительного конденсатора и анод токостабилизирующего диода соединены соответственно с регистратором и источником питания, общая точка которых соединена со стоком полевого транзистора. Преобразователь содержит также последовательно соединенные первый и второй диоды. Катод первого и анод второго диодов соединены соответственно с истоком и стоком полевого транзистора. Их средняя точка соединена с затвором полевого транзистора, с первым электродом пьезопреобразователя первым выводом первого резистора, второй вывод которого соединен с первыми выводами второго и третьего резисторов. Второй вывод второго резистора соединен с истоком полевого транзистора. Второй вывод третьего резистора соединен со вторым электродом пьезопреобразователя и со стоком полевого транзистора. Технический результат: упрощение электрической схемы, снижение уровня собственного шума и защита от пробоя полевого транзистора.

Патентные исследования показали, что на сегодняшний день существует достаточно большое количество пьезоэлектрических средств измерения вибрации, разнообразных по своему устройству и обладающих как достоинствами, так и недостатками.

Таким образом, использование датчиков, позволяющих определить вибрацию на основе применения свойств пьезоэлектрических кристаллов, вполне актуально.

3 Автоматизация ЛПДС «Черкассы»

3.1 Автоматизация магистрального насосного агрегата

Автоматизация насосной станции включает в себя управление магистральными насосными агрегатами в режимах запуска-остановки, автоматический контроль, защиту и сигнализацию насосных агрегатов и в целом станции по контролируемым параметрам, автоматический запуск-остановку, контроль, защиту и сигнализацию по вспомогательным установкам насосных станций.

Система управления насосными агрегатами работает в режимах дистанционного пооперационного управления, программного пуска насосов, программной остановки насосов и аварийной остановки.

В режимах дистанционного управления со щита операторной осуществляется запуск маслонасоса, управление вентиляцией насосной, управление открытием-закрытием задвижек на всасывающих и нагнетательных линиях магистральных насосных агрегатов.

В режиме программного пуска и остановки МНА все операции запуска производятся автоматически. Режим пуска электродвигателя зависит от его типа (синхронный или асинхронный) и осуществляется пусковыми станциями.

В целом запуск магистрального насосного агрегата достаточно простой. При наборе электродвигателем номинального числа оборотов открываются всасывающая и нагнетательная задвижки, и агрегат вступает в работу. Система маслоснабжения на современной насосной станции является централизованной, общей для всех агрегатов, что исключает управление насосами маслосистемы и уплотнения при запуске-остановке агрегата.

Для насосной ЛПДС важное значение имеет программный запуск МНА. Имеются различные схемы запуска насосов в зависимости от характеристик насосов, схем электроснабжения и других факторов. Различаются программы последовательного открытия задвижек и запуска основного электродвигателя агрегата.

Агрегаты, переведенные в положение резервных для системы АВР, могут включаться также по программе, при которой обе задвижки открываются заранее при переключении агрегата в резерв, а основной электродвигатель запускается при отключении работающего агрегата и срабатывании системы АВР. Эта программа включения агрегата является наилучшей с точки зрения гидравлических условий работы магистрального трубопровода, так как при таком переключении агрегатов давления на всасывании и нагнетании станции меняются весьма незначительно и линейная часть магистрального трубопровода практически не испытывает никаких нагрузок из-за волн давления.

Программа отключения агрегата, как правило, предусматривает одновременное выключение основного электродвигателя и включение обеих задвижек на закрытие. При этом команда на закрытие задвижек обычно дается коротким импульсом (рисунок 3.1).

Защита насосного агрегата по параметрам перекачиваемой жидкости обеспечивается датчиками давления 1-1, 1-2, 7-1, 7-2 (Сапфир-22МТ), контролирующими давления во всасывающем и нагнетательном трубопроводах. Датчики 1-1, 1-2 установленные на всасывающем трубопроводе у входной задвижки, настраивают на давление, характеризующее кавитационный режим насоса. Защита по минимальному давлению всасывания осуществляется с выдержкой времени, благодаря чему исключается реакция на кратковременные снижения давления при включении насосов и прохождении по трубопроводу небольших воздушных пробок. Датчики 7-1, 7-2, установленные на нагнетательном трубопроводе у выходных задвижек осуществляют защиту по максимальному давлению нагнетания. Максимальный контакт датчика 7-1 дает сигнал в схему управления агрегатом, прерывая процесс запуска в случае превышения допустимого давления после открытия задвижки. Максимальный контакт датчика 7-1 обеспечивает автоматическую остановку агрегата, если сигнал в схему управления агрегатом, прерывая процесс запуска в случае превышения допустимого давления после открытия

процесс запуска в случае превышения допустимого давления после открытия задвижки.

Максимальный контакт датчика 7-1 обеспечивает автоматическую остановку агрегата, если давление в нагнетательном трубопроводе превышает допустимое по условиям механической прочности оборудования, арматуры и трубопровода.

В эксплуатации возможны случаи работы насоса с очень малой подачей, что сопровождается быстрым повышением температуры жидкости в корпусе насоса, что недопустимо.

Защита от повышения температуры нефти в корпусе насоса обеспечивается термопреобразователем сопротивления 9, установленном на корпусе насоса. Нарушение герметичности устройств уплотнения вала насоса требует немедленной остановки агрегата. Контроль утечек сводится к контролю уровня в камере, через которую отводятся утечки. Превышение допустимого уровня фиксируется уровнемером 3-1.

Защита от превышения температуры подшипников 2-1, 2-2, 2-3, 2-4 осуществляется термопреобразователем сопротивления типа ТСМТ. В операторной срабатывает сигнализация, и агрегат отключается защитой по средствам управляющего сигнала с контроллера.

Защита от повышения температуры обмоток сердечника статора осуществляется термометром сопротивления 10 ТЭС-П.-1. Контроль температуры воздуха в корпусе электродвигателя осуществляется и сигнализируется по средствам управляющего сигнала с контроллера.

Давление в системах уплотнительной жидкости и циркуляционной смазки подшипников насоса и электродвигателя контролируется датчиком давления Сапфир-22МТ и контроллером.

Вибросигнализирующая аппаратура 4-1, 4-2, 4-3, 4-4 контролирует вибрацию подшипников насоса и электродвигателя, а при ее увеличении до недопустимых величин – отключает агрегат.

Таблица 3.1 – Перечень выбранного оборудования МНА

Позиционное обозначение	Наименование		Примечание
	Датчик давления типа Сапфир- 22МТ
	Манометр показывающий типа ЭКМ
	Термопреобразователь сопротивления платиновый типа ТСП100
	Сигнализатор уровня типа ОМЮВ 05-1
	Аппаратура контроля вибрации «Каскад»

Аварийная остановка агрегата происходит при срабатывании приборов и устройств защиты. Различаются аварийные остановки, допускающие повторный пуск агрегата и не допускающие его. В последнем случае устанавливается и устраняется причина, вызвавшая остановку, и только после этого становится возможным повторный пуск агрегата. Остановка с разрешением повторного пуска происходит при несостоявшемся пуске, то есть если остановка произошла из-за температуры продукта в корпусе насоса. Аварийная остановка с запрещением повторного пуска агрегата происходит при следующих параметрах: возрастании температуры подшипников электродвигателя, насоса и промежуточного вала; повышенной вибрации агрегата; увеличении утечек из уплотнений вала насоса; возрастании температуры охлаждающего воздуха на входе в электродвигатель; повышении разности температур входящего и выходящего воздуха, охлаждающего электродвигатель; срабатывании устройств электрической защиты электродвигателя.

Последовательность операций при остановке агрегатов по сигналам защитной автоматики не отличается от последовательности при обычной программной остановке.

В целом по насосной станции также имеется система предупредительной сигнализации и аварийной защиты по следующим параметрам: возникновение пожара, затопление насосной, недопустимые давления на линиях всасывания и нагнетания и др.

Автоматическая остановка агрегатов станции происходит последовательно по программе, за исключением случая срабатывания защиты по загазованности. При повышенной концентрации паров нефти в помещении насосов происходит одновременное отключение всех потребителей электроэнергии, кроме вентиляторов и приборов контроля. В схеме автоматизации насосной станции предусматривается защита по пожароопасности (установлены датчики, реагирующие на появление дыма, пламени или повышенной температуры в помещении), при их срабатывании отключаются все потребители электроэнергии без исключения.

Перечень приборов, используемых для автоматизации магистрального насосного агрегата, приведён в таблице 3.2.

Таблица 3.2 – Приборы, используемые для автоматизации МНА

сценария	Позиционное обозначение	Условие срабатывания	Действие
		Превышение температуры передних подшипников насоса	Снижение оборотов ЭД
		Превышение температуры задних подшипников насоса	Снижение оборотов ЭД
		Превышение температуры нефтепродукта в корпусе насоса	Снижение оборотов ЭД
		Превышение температуры передних подшипников ЭД	Снижение оборотов ЭД
		Превышение температуры обмоток сердечника статора	Снижение оборотов ЭД
		Превышение температуры задних подшипников ЭД	Снижение оборотов ЭД
		Превышение вибрации передних подшипников ЭД	Снижение оборотов ЭД
		превышение вибрации задних подшипников ЭД	Снижение оборотов ЭД
		превышение вибрации задних подшипников насоса	Снижение оборотов ЭД
		превышение вибрации передних подшипников насоса	Снижение оборотов ЭД

3.2 Система противоаварийной защиты

Надежность функционирования систем обеспечения безопасности опасных объектов промышленности целиком зависит от состояния электронных и программируемых электронных систем, связанных с безопасностью. Эти системы называются системой противоаварийной защиты (ПАЗ). Такие системы должны быть способны сохранять свою работоспособность даже в случае отказа других функций АСУ ТП нефтеперекачивающей станции.

Рассмотрим главные задачи, возлагаемые на такие системы:

Предотвращение аварий и минимизация последствий аварий;

Блокирование (предотвращения) намеренного или ненамеренного вмешательства в технологию объекта, могущего привести к развитию опасной ситуации и инициировать срабатывание ПАЗ.

Для некоторых защит предусматривается наличие задержки между обнаружением аварийного сигнала и защитным отключением. Отключение основных вспомсистем, закрытие задвижек подключения НПС к МН.

У насосного агрегата непрерывно контролируется ряд технологических параметров, аварийные значения которых требуют отключения и блокировки работы агрегата. В зависимости от параметра или условия, по которому сработала защита, может выполняться:

Отключение электродвигателя;

Закрытие агрегатных задвижек;

Пуск резервного агрегата.

Для всех параметров защиты предусмотрен испытательный режим. В испытательном режиме устанавливается флаг защиты, запись в массиве защит и передается сообщение оператору, но управляющие воздействия на технологическое оборудование не формируются.

В зависимости от того, по какому контролируемому параметру срабатывает общестанционная защита, связанная с отключение насосных агрегатов, система должна осуществлять:

Отключение одного из работающих МНА, первого по ходу нефти;

Одновременное или поочередное отключение всех работающих МНА;

Одновременное отключение всех работающих ПНА;

Закрытие задвижек подключения НПС;

Закрытие задвижек ФГУ;

Отключение тех или иных вспомогательных систем;

Включение устройств световой и звуковой сигнализации.

Агрегатные защиты МНА и ПНА должны обеспечивать его безаварийную эксплуатацию и отключение при выходе контролируемых параметров за установленные пределы.

Алгоритмическое содержание функций ПАЗ состоит в реализации следующего условия: при выходе значений определенных технологических параметров, характеризующих состояние процесса или оборудования, за установленные (допустимые) пределы должно проводиться отключение (останов) соответствующего агрегата или всей станции.

Входную информацию для группы функций противоаварийной защиты содержат сигналы о текущих значениях контролируемых технологических параметров, поступающие на логические блоки (программируемые контроллеры) от соответствующих первичных измерительных преобразователей, и цифровые данные о допустимых предельных значениях этих параметров, поступающие на контроллеры с пульта АРМ оператора НПС. Выходная информация функций противоаварийной защиты представлена совокупностью управляющих сигналов, посылаемых контроллерами на исполнительные органы систем защиты.

Наличие обратной связи значительно упрощает процесс разработки целевых задач процессора и приложений пользователя. С другой стороны, это повышает инвариантность реакции логических и вычислительных алгоритмов на тестовое воздействие, проводимое при проверке противоаварийных защит.

Такая проверка не может дать гарантии повторяемости результатов тестов, так как состояние памяти процессора под управлением обратной связи при всех одинаковых условиях тестирования не будет одинаково в разные моменты времени.

3.3 АСУ ТП на базе контроллеров Modicon TSX Quantum

Автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП) нефтеперекачивающих станций базируется на серии программируемых контроллеров Modicon TSX Quantum, являющейся хорошим решением для задач управления на базе высокопроизводительных программируемых контроллеров. Система на базе Quantum сочетает компактность, обеспечивая экономичность и надежность установки даже в наиболее сложных промышленных условиях. В то же время системы Quantum просты в установке и конфигурации, имеют широкую область применения, что обеспечивает более низкую стоимость по сравнению с другими решениями. Также предусмотрена поддержка установленных изделий за счет совместного использования старых технологий и этой новейшей управляющей платформы. Конструкция программируемых контроллеров Modicon TSX Quantum позволяет сэкономить пространство в щите. Обладая глубиной всего в 4 дюйма (включая экран), эти контроллеры не требуют больших щитов; они размещаются в стандартном 6-дюймовом электрическом шкафу, что позволяет экономить до 50% стоимости обычных панелей управления. Несмотря на малые размеры, контроллеры Quantum поддерживают высокий уровень производительности и надежности. Системы управления, использующие программируемые контроллеры серии Modicon TSX Quantum, поддерживают различные варианты решений от одиночной установочной панели ввода/вывода (до 448 вводов/выводов) до резервируемых процессоров с разветвленной системой ввода/вывода с количеством линий ввода/вывода до 64000, определяемым в соответствии с потребностями. Кроме того, объем памяти от 256 Кбайт до 2 Мбайт достаточен для самых сложных схем управления. Благодаря использованию усовершенствованных процессорных устройств на основе микросхем Intel, быстродействие контроллеров серии Quantum и пропускная способность ввода/вывода достаточны для удовлетворения жестких требований к скорости. В этих контроллерах также используются высокопроизводительные математические сопроцессоры для обеспечения наилучшей скорости выполнения алгоритмов и математических вычислений, необходимой для обеспечения непрерывности и качества управляемого процесса.

Сочетание производительности, гибкости и расширяемости делает серию Quantum лучшим решением для самых сложных применений и в то же время достаточно экономичным для более простых задач автоматизации. Возможность подключения к сетям предприятия и полевым шинам реализована для восьми типов сетей от Ethernet до INTERBUS-S.

Quantum поддерживает пять языков программирования, соответствующих стандарту МЭК 1131-3. В дополнение к этим языкам, контроллеры Quantum могут выполнять программы, написанные на языке релейно-контактных схем Modicon 984, на языке состояний Modicon и на специальных языках для конкретных применений, разработанных другими фирмами.

В дополнение к языкам МЭК система Quantum использует преимущества улучшенного набора инструкций 984 для выполнения на контроллере Quantum прикладных программ, написанных на языке Modsoft или транслированных с SY/Mate. К контроллеру Quantum возможно подключить магистральные сети связи Ethernet, Modbus и Modbus Plus.

Ни одна системная архитектура не отвечает потребностям современного рынка систем управления так, как серия программируемых контроллеров Modicon TSX Quantum. Она представляет собой альтернативную систему, в которой узлы ввода/вывода разделены по размеру, пространственно распределены и сконфигурированы с целью снижения стоимости кабелей, соединяющих узлы ввода/вывода с датчиками и исполнительными устройствами. Контроллер Quantum обладает гибкостью, позволяющей сочетать в конфигурациях локальный, удаленный, распределенный ввод/вывод, одноранговые конфигурации, а также подключение к полевым шинам ввода/вывода. Подобная гибкость делает Quantum уникальным решением, способным удовлетворить все потребности в автоматизации. Используя лишь одну серию модулей ввода/вывода, система Quantum может быть сконфигурирована под все архитектуры и, таким образом, является подходящей для контроля непрерывных процессов, управления оборудованием или распределенного управления .

Chat with us , powered by LiveChat

Разработка рекомендаций по снижению влияния вибрации на организм слесаря V разряда технологических установок ЛПДС «Пермь» ОАО «Северо-западные магистрали нефти»

Как указывалось выше, на магистральном нефтепроводе производственные рабочие подвергаются влиянию многих вредных и опасных факторов. В данном разделе будет рассмотрен наиболее вредный фактор головной нефтеперекачивающей станции, отрицательно влияющий на организм - вибрация.

При работе в условиях вибраций производительность труда снижается, растет число травм. На некоторых рабочих местах вибрации превышают нормируемые значения, а в некоторых случаях они близки к предельным. Обычно в спектре вибрации преобладают низкочастотные вибрации отрицательно действующие на организм. Некоторые виды вибрации неблагоприятно воздействуют на нервную и сердечно-сосудистую системы, вестибулярный аппарат. Наиболее вредное влияние на организм человека оказывает вибрация, частота которой совпадает с частотой собственных колебаний отдельных органов.

Производственная вибрация, характеризующаяся значительной амплитудой и продолжительностью действия, вызывает у работающих раздражительность, бессонницу, головную боль, ноющие боли в руках людей, имеющих дело с вибрирующим инструментом. При длительном воздействии вибрации перестраивается костная ткань: на рентгенограммах можно заметить полосы, похожие на следы перелома - участки наибольшего напряжения, где размягчается костная ткань. Возрастает проницаемость мелких кровеносных сосудов, нарушается нервная регуляция, изменяется чувствительность кожи. При работе с ручным механизированным инструментом может возникнуть акроасфиксия (симптом мертвых пальцев) - потеря чувствительности, побеление пальцев, кистей рук. При воздействии общей вибрации более выражены изменения со стороны центральной нервной системы: появляются головокружения, шум в ушах, ухудшение памяти, нарушение координации движений, вестибулярные расстройства, похудение.

Методы борьбы с вибрацией базируются на анализе уравнений, описывающих колебания машин и агрегатов в производственных условиях. Эти уравнения сложны, т.к. любой вид технологического оборудования (так же как и его отдельные конструктивные элементы) является системой со многими степенями подвижности и обладает рядом резонансных частот.

где m - масса системы;

q - коэффициент жесткости системы;

Х - текущее значение вибросмещения;

Текущее значение виброскорости;

Текущее значение виброускорения;

Амплитуда вынуждающей силы;

Угловая частота вынуждающей силы.

Общее решение этого уравнения содержит два слагаемых: первый член соответствует свободным колебаниям системы, которые в данном случае являются затухающим из-за наличия в системе трения; второй - соответствует вынужденным колебаниям. Главная роль - вынужденные колебания.

Выражая вибросмещение в комплексном виде и подставив соответствующие значения и в формулу (5.1) найдем выражения для соотношения между амплитудами виброскорости и вынуждающей силы:

Знаменатель выражения характеризует сопротивление, которое оказывает система вынуждающей переменной силе, и называется полным механическим импедансом колебательной системы. Величина составляет активную, а величина - реактивную часть этого сопротивления. Последняя состоит из двух сопротивлений - упругого и инерционного - .

Реактивное сопротивление равно нулю при резонансе, которому соответствует частота

При этом система оказывает сопротивление вынуждающей силе только за счет активных потерь в системе. Амплитуда колебаний на таком режиме резко увеличивается.

Таким образом, из анализа уравнений вынужденных колебаний системы с одной степенью свободы следует, что основными методами борьбы с вибрациями машин и оборудования являются:

1. Снижение виброактивности машин: достигается изменением технологического процесса, применением машин с такими кинематическими схемами, при которых динамические процессы, вызываемые ударами, ускорениями и т. п. были бы исключены или предельно снижены.

· замена клепки сваркой;

· динамическая и статическая балансировка механизмов;

· смазка и чистота обработки взаимодействующих поверхностей;

· применение кинематических зацеплений пониженной виброактивности, например, шевронных и косозубых зубчатых колес вместо прямозубых;

· замена подшипников качения на подшипники скольжения;

· применение конструкционных материалов с повышенным внутренним трением.

2. Отстройка от резонансных частот: заключается в изменении режимов работы машины и соответственно частоты возмущающей вибросилы; собственной частоты колебаний машины путем изменения жесткости системы.

· установка ребер жесткости или изменение массы системы путем закрепления на машине дополнительных масс.

3. Вибродемпфирование: метод снижения вибрации путем усиления в конструкции процессов трения, рассеивающих колебательную энергию в результате необратимого преобразования ее в теплоту при деформациях, возникающих в материалах, из которых изготовлена конструкция.

· нанесение на вибрирующие поверхности слоя упруговязких материалов, обладающих большими потерями на внутреннее трение: мягких покрытий (резина, пенопласт ПХВ-9, мастика ВД17-59, мастика «Анти-вибрит») и жестких (листовые пластмассы, стеклоизол, гидроизол, листы алюминия);

· применение поверхностного трения (например, прилегающих друг к другу пластин, как у рессор);

· установка специальных демпферов.

4. Виброизоляция: уменьшение передачи колебаний от источника к защищаемому объекту при помощи устройств, помещаемых между ними. Эффективность виброизоляторов оценивают коэффициентом передачи КП, равным отношению амплитуды виброперемещения, виброскорости, виброускорения защищаемого объекта, или действующей на него силы к соответствующему параметру источника вибрации. Виброизоляция только в том случае снижает вибрацию, когда КП < 1. Чем меньше КП, тем эффективнее виброизоляция.

· применение виброизолирующих опор типа упругих прокладок, пружин или их сочетания.

5. Виброгашение - увеличение массы системы. Виброгашение наиболее эффективно при средних и высоких частотах вибрации. Этот способ нашел широкое применение при установке тяжелого оборудования (молотов, прессов, вентиляторов, насосов и т. п.).

· установка агрегатов на массивный фундамент.

6. Индивидуальные средства защиты.

Поскольку методы коллективной защиты нерационально применять в связи с их большой затратоемкостью (для этого необходимо полностью пересмотреть планы модернизации оборудования предприятия), то в данном разделе рассмотрим и проведем расчеты по использованию средств индивидуальной защиты для уменьшения влияния вибраций на организм производственного персонала, обслуживающего насосные системы головной нефтеперекачивающей станции.

В качестве средств защиты от вибрации при работе выберем антивибрационные рукавицы и специальную обувь.

Таким образом, чтобы уменьшить влияние вибрации рабочему необходимо применять следующие средства индивидуальной защиты:

Отличительные характеристики: уникальные виброзащитные перчатки от самого широкого спектра низкочастотных и высокочастотных колебаний. Манжеты: водительская крага с «липучкой». Особая стойкость к истиранию, разрыву. Маслобензоотталкивающие. Отличный сухой и влажный (промасленный) захват. Антистатичные. Антибактериальная обработка. Подкладка: наполнитель «Гельформ». Снижение вибрации в процентном соотношении до безопасного уровня (снятие синдрома вибрации системы кисть-предплечье): низкочастотные колебания от 8 до 31,5 Гц - на 83%, среднечастотные колебания от 31,5 до 200 Гц - на 74%, высокочастотные колебания от 200 до 1000 Гц - на 38%. Работа при температуре от +40°С до -20°С. ГОСТ 12.4.002-97, ГОСТ 12.4.124-83. Модель 7-112

Материал покрытия: бутадиеновый каучук (нитрил). Длина: 240 мм

Размеры: 10, 11. Цена - 610,0 рублей за пару.

Антивибрационные полусапоги имеют многослойную резиновую подошву. Такие, например, как Сапоги РАНГ КЛАССИК, которые рекомендуются для предприятий нефтегазового комплекса и производств, где используются агрессивные вещества. Верх выполнен из качественной натуральной водоотталкивающей кожи. Износоустойчивая МБС, КЩС подошва. Метод крепления подошвы Goodyear. Боковые петли для удобного надевания. Металлический подносок ударной прочностью 200 Дж защищает стопу от ударов и сдавливания. Светоотражающие элементы на голенище визуально обозначают присутствие человека при работах в условиях плохой видимости или темного времени суток. ГОСТ 12.4.137-84, ГОСТ 28507-90, EN ISO 20345:2004. Материал верха: натуральная лицевая кожа, ВО. Подошва: монолитная многослойная резина. Цена - 3800,0 за пару.

Таким образом, используя данные средства индивидуальной защиты, можно сократить влияние вибрации на организм рабочего. Если выдавать на один год 4 пары перчаток и одну пару антивибрационных сапог, то предприятие будет дополнительно тратить на каждого работника ориентировочно 2000,0 рублей в месяц. Данные расходы можно считать экономически обоснованными, поскольку они являются профилактикой профессиональных заболеваний. Таких, как, например, вибрационная болезнь, являющаяся причиной для постановки работника на инвалидность.

Кроме того, рационально также соблюдать режим рабочего времени. Так, длительность работы с вибрирующим оборудованием не должна превышать 2/3 рабочей смены. Операции распределяют между работниками так, чтобы продолжительность непрерывного действия вибрации, включая микропаузы, не превышала 15...20 мин. Рекомендуется делать перерывы на 20 мин через 1...2ч после начала смены и на 30 мин через 2 ч после обеда.

Во время перерывов следует выполнять специальный комплекс гимнастических упражнений и гидропроцедуры - ванночки при температуре воды 38 °С, а также самомассаж конечностей.

Если вибрация машины превышает допустимое значение, то время контакта работающего с этой машиной ограничивают.

Для повышения защитных свойств организма, работоспособности и трудовой активности следует использовать специальные комплексы производственной гимнастики, витаминную профилактику (два раза в год комплекс витаминов С, В, никотиновую кислоту), спецпитание.

Комплексно применяя вышеперечисленные методы, можно снизить влияние такого вредного фактора, как вибрация и предотвратить его переход из разряда вредных в разряд опасных факторов.

Выводы по пятому разделу

Таким образом, в данном разделе рассмотрены условия труда слесаря V разряда технологических установок ЛПДС «Пермь» ОАО «Северо-западные магистрали нефти».

Наиболее опасными и вредными факторами на данном рабочем месте являются: шум, вибрация, испарения нефтепродуктов, возможность заражения энцефалитом и боррелиозом в весеннее-летний период. Наиболее опасным из них является воздействие вибрации. В связи с этим, были выполнены рекомендации, направленные на устранение негативного влияния данного фактора. Для этого рационально на период 12 месяцев обеспечить рабочий состав индивидуальными средствами защиты в количестве (из расчета на одного человека) 4 пар антивибрационных перчаток и одной пары антивибрационных сапог, что позволит в несколько раз снизить влияние указанного фактора.

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.

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.

При вводе объекта в эксплуатацию обязательно освидетельствование НПС представителями пожарной охраны и местных служб Госгортехнадзора. Изменение категории электроснабжения при вводе НПС в эксплуатацию согласовывается с представителями энергосетей района. После подконтрольной эксплуатации НПС составляется акт о приемке ее в эксплуатацию.

13. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ И РЕМОНТЕ МЕХАНО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ НПС

13.1. Эксплуатация, ремонт, монтаж оборудования объектов магистральных нефтепроводов, проведение технического диагностирования и контроля оборудования неразрушающими методами контроля должны производиться организациями, имеющими специальное разрешение (лицензию) органов Госгортехнадзора России на проведение указанных видов деятельности. Выдача лицензий производится в порядке, установленном "Положением о порядке выдачи специальных разрешений (лицензий) на виды деятельности, связанные с повышенной опасностью промышленных производств (объектов) и работ, а также с обеспечением безопасности при пользовании недрами" от 03.07.93 регистр. № 296.

13.2. Эксплуатацию, техническое обслуживание и ремонт оборудования нефтеперекачивающих станций (НПС) магистральных нефтепроводов следует проводить в соответствии с требованиями «Правил технической эксплуатации магистральных нефтепроводов» [ ], «Правил безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов» [ ], «Правил пожарной безопасности при эксплуата ции магистральных нефтепродуктопроводов» , «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением» и настоящего Руководства.

13.3. Ответственность за проведение ремонтных работ и диагностических контролей оборудования НПС несут руководители объектов. На выполнение всех видов работ должен быть оформлен наряд-допуск.

13.4. Работники ремонтных цехов и участков должны обеспечиваться согласно установленным перечням и нормам средствами индивидуальной защиты (СИЗ), спецодеждой, спецпитанием. Выдаваемые спецодежда и спецобувь должны отвечать требованиям .

13.5. Уровни шума на рабочих местах производственных и вспомогательных помещений и на территории НПС должны соответствовать значениям, указанным в . Зоны с уровнем звука или эквивалентным уровнем звука выше 85 дБ должны быть обозначены знаками безопасности по . Работающих в этих зонах необходимо обеспечивать СИЗ по ГОСТ 12.4.051-87 .

13.6. Уровни вибрации на рабочих местах не должны превышать значений, указанных в .

13.7. Освещенность территории НПС, а также освещенность внутри производственных помещений в любом месте должна соответствовать установленным нормам и гарантировать безопасность проведения ремонтных работ. Переносные ручные светильники должны питаться от сети напряжением не выше 42 В, а при повышенной опасности поражения электрическим током - не выше 12 В. Применение для переносного освещения люминесцентных ламп, не укрепленных на жестких опорах, запрещается.

13.8. Подъемно-транспортные машины и механизмы, применяемые при ремонте оборудования НПС, следует эксплуатировать в соответствии с требованиями , ПБ-10-14-92 .

13.9. Механизмы и приспособления, используемые при ремонте, должны подвергаться периодическим испытаниям. Перечень механизмов и приспособлений, периодичность и вид испытаний должны быть определены руководителями соответствующих служб и утверждены главным инженером РНУ.

Используемые при проведении ремонтных работ и диагностических проверок зарубежные приборы, оборудование, инструменты должны иметь разрешение на применение, выданное Госгортехнадзором России в порядке, установленном РД 08-59-94 «Положение о порядке разработки (проектирования), допуска к испытаниям и серийному выпуску нового бурового, нефтегазопромыслового, геологоразведочного оборудования, оборудования для трубопроводного транспорта и проектирования технологических процессов, входящих в перечень объектов, подконтрольных Госгортехнадзору России» от 21.03.94.

13.10. Вентиляционные установки производственных помещений должны быть в исправном состоянии и работать по схемам автоматического или дистанционного управления и резервирования. В случае выхода из строя или неэффективной работы вентиляции работы проводить нельзя.

13.11. Система контроля воздушной среды должна выдавать сигнал при концентрации нефтяных паров и газов, соответствующей 20 % их нижнего предела воспламенения. Стационарные газосигнализаторы должны иметь звуковой и световой сигнал с выходом на диспетчерский пункт и по месту установки датчиков, находиться в исправном состоянии, а их работоспособность проверяться не реже одного раза в месяц.

13.12. Для проведения временных огневых работ во взрывопожароопасных и пожароопасных помещениях (объектах) во всех случаях оформляется наряд-допуск, который предусматривает весь объем работ в течение указанного в нем срока. Перед началом, после каждого перерыва и во время проведения огневых работ периодически (не реже чем через 1 час) необходимо осуществлять контроль за состоянием окружающей среды в опасной зоне вблизи оборудования, на котором проводятся указанные работы, в опасной зоне производственного помещения (территории) при помощи переносных газоанализаторов.

13.13. При остановке насосного агрегата для производства ремонта (кратковременного технического осмотра) необходимо вывесить плакаты с надписью «Не включать, работают люди!» на обесточенном электроприводе, пусковом устройстве и закрытых задвижках на выходе (входе) нефти из насоса, снять предохранители.

При остановке насосов в автоматизированных насосных в случае несрабатывания автоматики задвижки на всасывающем и нагнетательном трубопроводах следует немедленно закрыть вручную.

13.14. При ремонте насосов со вскрытием в действующей насосной электроприводы задвижек должны быть обесточены, иметь механическую блокировку (механический запор) привода против их случайного открытия. Работы допускается выполнять только искробезопасным (обмедненным, из бериллиевой бронзы и др.) инструментом.

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

13.16. Пуск в работу основных и подпорных насосных агрегатов без включения на НПС соответствующих защит запрещается.

13.17. Запрещается пуск вводимых в эксплуатацию новых, после капитального ремонта и неэксплуатируемых более 6 месяцев основных и подпорных насосных агрегатов нефтепроводов без проверки исправности контрольно-измерительной аппаратуры.

Проверку срабатывания установок систем блокирования и автоматических защит на заданное значение необходимо проводить согласно графику, утвержденному главным инженером РНУ и регистрировать в журналах.

13.19. Контрольно-измерительные приборы средств автоматического управления и защит оборудования НПС должны иметь пределы измерения, соответствующие диапазону контролируемых технических и технологических параметров.

13.20. При выполнении ремонтных работ в помещениях манифольдных, узлов регулирования давления и колодцах их следует систематически очищать от замазученности и проверять на отсутствие взрывоопасных концентраций паров и газов.

Задвижки, расположенные в колодцах, камерах и траншеях, должны иметь удобные приводы, позволяющие открывать (закрывать) их без спуска обслуживающего персонала в колодец или траншею.

13.21. Применяемый при ремонтных работах и техническом обслуживании инструмент должен быть изготовлен из материала, не дающего искр; ударный и режущий инструмент при применении необходимо смазывать консистентными смазками после каждого разового применения.

13.22. Открытие и закрытие емкостных задвижек должно производиться плавно, без применения рычагов.

В случае замерзания арматуры емкостей для ее разогревания должны применяться водяной пар или горячая вода.

13.23. На время выполнения ремонтных работ с применением открытого огня на производственной территории должен быть установлен пожарный пост из работников объектовой пожарной охраны и увеличено число средств пожаротушения.

Безопасный способ выполнения огневых работ в емкостях (кроме водяных) может быть применен после их дегазации при помощи специальной вентиляционной установки. Проводить огневые работы разрешается только после взятия анализа воздуха внутри емкости и лабораторного подтверждения его безопасности для выполнения этих работ.

По окончании огневых работ место их проведения должно быть тщательно проверено и очищено от раскаленных огарков, окалины и тлеющих предметов, а при необходимости полито водой.

13.24. Эксплуатация и ремонт котлов, пароподогревателей и экономайзеров должны производиться в соответствии с требованиями [, , ].

Перед осмотром и ремонтом элементов, работающих под давлением, при наличии опасности ожога людей паром или водой котел должен быть отделен от всех трубопроводов заглушками или отсоединен; отсоединенные трубопроводы также должны быть заглушены.

На вентилях, задвижках и заслонках при отключении соответствующих участков трубо-, паро-, газопроводов и газоходов, а также на пусковых устройствах дымососов, дутьевых вентиляторов и питателях топлива должны быть вывешены плакаты «Не включать, работают люди!». При этом у пусковых устройств указанного оборудования должны быть сняты плавкие вставки.

13.25. При производстве работ по консервации необходимо соблюдать требования , методических указаний Минздрава России, при использовании ингибиторов коррозии - санитарных норм .

13.26. При ремонте механо-технологического оборудования должны приниматься меры для предупреждения прямого и косвенного воздействия на окружающую среду. Необходимо строго соблюдать закон РФ «Об охране окружающей природной среды» от 19.12.91, выполнять требования действующей нормативно-правовой и методической документации, своевременно ликвидировать последствия загрязнений.

ПЕРЕЧЕНЬ
нормативно-технических документов, использованных при разработке настоящего РД

1. РД 39-0147103-342-89. Методика оценки эксплуатационных параметров насосных агрегатов НПС магистральных нефтепроводов. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1989.

2. ГОСТ 6134-87. Насосы динамические. Методы испытаний.

3. РД 153-39ТН-010-96. Дефектоскопия валов магистральных нефтяных насосов. Методика и технология. - Уфа: ИПТЭР, 1997.

4. Е. Задвижки на условное давление Ру 25 МПа (250 кгс/см 2). Общие технические условия.

5. . Арматура трубопроводная запорная. Нормы герметичности затворов.

6. ГОСТ 1770-74Е. Посуда мерная лабораторная стеклянная. Цилиндры, мензурки, колбы, пробирки. Технические условия.

7. Правила устройства и безопасной эксплуатации стационарных компрессорных установок, воздухопроводов и газопроводов. - М.: Металлургия, 1973.

8. Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов. - М.: НПО ОБТ, 1993.

9. Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды. - М.: НПО ОБТ, 1994.

10. РД 3415.027-93. Сварка, термообработка и контроль трубных систем котлов и трубопроводов при монтаже и ремонте оборудования электростанций (РММ-1с-93). - М.: НПО ОБТ, 1994.

11. . Методические указания по проведению технического освидетельствования паровых и водогрейных котлов, сосудов, работающих под давление трубопроводов пара и горячей воды. - М.: НПО ОБТ, 1994.

12. РД 39-0147103-360-89. Инструкция по безопасному ведению сварочных работ при ремонте нефте- и нефтепродуктопроводов под давлением. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1989.

13. Инструкция на технологический процесс капитального ремонта нефтепроводов с заменой изоляционного покрытия и одновременным заглублением переукладкой в новую траншею. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1989.

14. . Вода питьевая. Гигиенические требования и контроль за качеством.

15. Правила технической эксплуатации систем водоснабжения и водоотведения населенных мест. - М.: Стройиздат, 1979.

16. Правила охраны поверхностных вод от загрязнения сточными водами. - М.: Стройиздат, 1985.

17. . ЕСЗКС. Временная противокоррозионная защита изделий. Общие требования.

18. ГОСТ 23216-78. Изделия электротехнические. Общие требования к хранению, транспортированию, временной противокоррозионной защите и упаковке.

19. РД 39-30-114-78. Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов. - М.: Недра, 1979.

20. Правила безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов. - М.: Недра, 1989.

21. Правила пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов. - Корпорация «Роснефтегаз», компания «Транснефть», 1992.

22. Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением. - М.: НПО ОБТ, 1994.

23. . ССБТ. Средства защиты работающих. Общие требования и классификация.

24. . ССБТ. Шум. Общие требования безопасности.

25. . ССБТ. Цвета сигнальные и знаки безопасности.

26. ГОСТ 12.4.051-87. ССБТ. Средства индивидуальной защиты органов слуха. Общие технические требования и методы испытаний.

27. . ССБТ. Вибрационная безопасность. Общие требования.

28. . Техника безопасности в строительстве.

29. ПБ-10-14-92. Правила устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов. - М.: НПО ОБТ, 1994.

30. . ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны.

31. . Санитарные нормы проектирования промышленных предприятий. - М.: Госстройиздат, 1972.

32. ППБ-01-93. Правила пожарной безопасности в Российской Федерации.

33. ТУ 39-00147105-01-96. Комплекс виброизолирующей ком пенсирующей системы (ВКС) магистрального агрегата НМ. Технические условия на установку и приемку.

34. ЕИМА.302661.012.ТО. Патрубок компенсационный. Техническое описание и инструкция по эксплуатации. Северодвинск. ПО «Севмаш», 1993.

35. 1683.500 ПС, 1683.600 ПС, 1655.000 ПС, 1652.000 ПС, 1683.000 ПС, 1688.000 ПС. Паспорт и инструкция по монтажу муфты упругой компенсирующей УКМ агрегатов 16НД10х1, 14Н12х2, НМ 500-300, НМ 1250-260, НМ 3600-230 (НМ 7000-210), НМ 10000-210 соответственно. Уфа, ИПТЭР, 1995-97 г.г.

36. Инструкция по применению сварных резино-металлических амортизаторов арочного типа на кораблях. Выпуск 9406, ДСП.

37. Инструкция по применению сварных резино-металлических амортизаторов арочного типа АПМ на кораблях. Выпуск 11789, ДСП.

38. ЕИМА.304242.007 ПС. Амортизатор АГП-2,1. Паспорт, Инструкция по монтажу и эксплуатации. Северодвинск. ПО «Севмаш», 1992 г.

39. Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых котлов с давлением пара не более 0,07 МПа (0,7 кгс/см 2), водогрейных котлов и водоподогревателей с температурой нагрева воды не выше 388 К (115 °С). НПО ОБТ, Москва, 1992.

40. Правила технической эксплуатации коммунальных отопительных котельных. НПО ОБТ, Москва, 1992.

41. . Типовые технические условия на ремонт паровых и водогрейных котлов промышленной энергетики. Утв. Госгортехнадзором РФ 4.07.94 г.

42. . Методические указания по обследованию предприятий, эксплуатирующих паровые и водогрейные котлы, сосуды, работающие под давлением, трубопроводы пара и горячей воды. Постановление Госгортехнадзора России от 30.12.92 № 39 НПО ОБТ, Москва, 1993.

43. Положение о системе технического диагностирования паровых и водогрейных котлов промышленной энергетики. Согл. с Госгортехнадзором России 15.06.92.

44. А-27750. Котлы водогрейные. Инструкция по техническому диагностированию. Разраб. НПО ЦНТИ, Дорогобужский котельный завод.

45. Положение о порядке продления сроков службы сосудов на энергопредприятиях Минтопэнерго РФ. Согласовано с Госгортехнадзором России 09.02.93 г.

46. Методика прогнозирования остаточного ресурса безопасной эксплуатации сосудов и аппаратов по изменению параметров технического состояния. Разраб.: Центрхиммаш. Соглас. с Госгортехнадзором России 05.04.93 г.