Общая и местная вибрация по-разному действуют на организм человека, поэтому для них установлены и различные предельно допустимые значения.
Нормируемыми параметрами общей вибрации являются среднеквадратичные значения колебательной скорости в октавных полосах частот или амплитуды перемещений, возбуждаемые работой оборудования (машин, станков, электродвигателей, вентиляторов и т. п.) и передаваемые на рабочие места в производственных помещениях (пол, рабочие площадки, сиденье). Регламентируемые параметры введены санитарными нормами СН 245-71. Они не распространяются на средства транспорта и самоходные машины, находящиеся в движении.
Приведенные в нормах допустимые значения параметров вибраций (табл. 12) предназначены для постоянных рабочих мест в производственных помещениях при непрерывном воздействии в течение рабочего дня (8 ч).
Таблица 12
При продолжительности воздействия вибраций менее 4 ч в течение рабочего дня указанные в таблице допустимые значения параметров вибрации следует увеличивать в 1,4 раза (на 3 дБ); при воздействии менее 2 ч - в два раза (на 6 дБ); при воздействии менее 2 ч-в три раза (на 9 дБ). Длительность воздействия вибраций должна быть обоснована расчетом или подтверждена технической документацией.
Для ручных машин предельно допустимые уровни вибрации введены ГОСТ 17770-72. Их параметры определяют: действующие значения колебательной скорости или их уровни в октавных полосах частот в местах контакта машин с руками работающего; силу нажатия (подачи), прикладываемую в процессе работы к ручной машине руками работающего; массу ручной машины или ее частей, воспринимаемую в процессе работы руками работающего.
Допустимые значения колебательной скорости и их уровни в октавных полосах частот приведены в табл. 13.
Таблица 13
Примечание. В октавной полосе со среднегеометрической частотой 8 Гц контроль величин колебательной скорости должен производиться только для ручных машин с числом оборотов или ударов в секунду меньше 11,2.
Нормативами для ручных машин определены также сила нажатия и масса машины, а для пневмоприводов - величины прилагаемых усилии.
Сила нажатия (подачи), прикладываемая руками работающего к ручной машине и необходимая для стабильной и производительной работы, устанавливается стандартами и техническими условиями на отдельные типы машин; она не должна превышать 200 Н.
Масса ручной машины или ее частей, воспринимаемая руками, сила тяжести или ее составляющая, передающаяся на руки работающего в процессе работы, не должна превышать 100 Н.
Поверхности машин в местах их контакта с руками работающего должны иметь коэффициент теплопроводности не более 0,5 Вт/(м*К). Общие требования безопасности на машины ручные пневматические установлены ГОСТ 12.2.010-75, который содержит требования безопасности к конструкции и эксплуатации машин, а также требования к методам контроля вибрационных параметров.
Конструкция машины должна соответствовать требованиям ГОСТ 17770-72 со следующими добавлениями: конструкция машины должна обеспечивать виброзащиту обеих рук оператора; иметь ограждения рабочего инструмента; расположение выхлопных отверстий такое, чтобы отработанный воздух не мешал работе оператора. Машины ударного действия должны быть снабжены устройствами, исключающими самопроизвольный вылет рабочего инструмента при холостых ударах.
Использование машин для выполнения операций, не предусмотренных их основным назначением, допускается. Однако если при этом вибрация превышает установленные уровни (ГОСТ 17770-72), то продолжительность работы одного оператора не должна быть больше установленной «Рекомендациями к разработке режимов труда работников виброопасных профессий», утвержденных Министерством здравоохранения СССР, Государственным комитетом труда и заработной платы СССР и ВЦСПС 1 -XII 1971 г.
На ручных органах управления пневмоприводами и устройствами величина усилий не должна превышать при работе: кистью руки - 10 Н; рукой до локтя - 40 Н; всей рукой - 150 Н; двумя руками -250 Н.
Органы управления (рукоятки, маховики и др.), за исключением выносных пультов дистанционного управления, должны быть размещены относительно площадки, с которой производится управление, на высоте 1000-1600 мм при обслуживании приводов стоя и 600- 1200 мм при обслуживании сидя.
Технические требования на средства измерения и контроля вибраций на рабочих местах установлены ГОСТ 12.4.012-75.
Средства измерения должны обеспечивать измерение и контроль вибрационных характеристик рабочих мест (сиденья, рабочей площадки) и органов управления в условиях эксплуатации, а также определение усредненного за время измерения среднеквадратичного значения виброскорости в абсолютных и относительных величинах. Допускается измерение среднеквадратичных значений виброускорения в абсолютных и относительных величинах и виброперемещения в абсолютных величинах.
Средства измерения должны обеспечивать определение вибрации в октавных и третьеоктавных полосах частот. Характеристики октавных и третьеоктавных фильтров принимаются по ГОСТ 12.4.012-75, но динамический диапазон фильтра должен быть не менее 40 дБ.
Средства измерения должны обеспечивать определение в октавных полосах частот среднеквадратичных значений виброскорости относительно 5*10 -8 м/с в соответствии с табл. 14 и виброускорения относительно 3*10 -4 м/с 2 в соответствии с табл. 15.
Таблица 14
Таблица 15
Средства измерения выполняются в виде переносных приборов.
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
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.
8. Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов. - М.: НПО ОБТ, 1993.
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.
14. . Вода питьевая. Гигиенические требования и контроль за качеством.
16. Правила охраны поверхностных вод от загрязнения сточными водами. - М.: Стройиздат, 1985.
17. . ЕСЗКС. Временная противокоррозионная защита изделий. Общие требования.
19. РД 39-30-114-78. Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов. - М.: Недра, 1979.
20. Правила безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов. - М.: Недра, 1989.
23. . ССБТ. Средства защиты работающих. Общие требования и классификация.
24. . ССБТ. Шум. Общие требования безопасности.
25. . ССБТ. Цвета сигнальные и знаки безопасности.
27. . ССБТ. Вибрационная безопасность. Общие требования.
28. . Техника безопасности в строительстве.
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.
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.
Технологические процессы в насосной ЛПДС "Калтасы" сопровождаются значительным шумом и вибрацией. К источникам интенсивного шума и вибрации относятся подпорные (20НДсН) и магистральные (НМ 2500-230, НМ1250-260) насосы, элементы вентиляционных систем, трубопроводы для перемещения нефти, электродвигатели (ВАО - 630м, 2АЗМВ1 2000/6000) и другое технологическое оборудование.
Шум действует на органы слуха, приводит к частичной или полной глухоте, т.е. к профессиональной тугоухости. При этом нарушается нормальная деятельность нервной, сердечно сосудистой и пищеварительной систем, в результате чего возникают хронические заболевания. Шум увеличивает энергетические затраты человека, вызывает утомление, что снижает производственную деятельность труда и увеличивает брак в работе.
Длительное воздействие вибрации на человека вызывает профессиональную виброболезнь. Воздействие на биологическую ткань и нервную систему вибрация приводит к атрофии мышц, потери упругости кровеносных сосудов, окостенению сухожилий, нарушению вестибулярного аппарата, снижению остроты слуха, ухудшению зрения, что ведет к снижению производительности труда на 10-15% и частично является причиной травматизма. Нормирование шума на рабочих местах, общие требования к шумовым характеристикам агрегатов, механизмов и другие оборудования устанавливаются по ГОСТ 12.1.003-83.
Таблица 4. - Допустимые значения уровня звукового давления в насос-ном цехе и вибрации насосного агрегата
|
Место замера |
Уровень звука, дБ |
Допустимый по норме, дБ |
Максимальная скорость, мм/с |
Аварийная максимальная, мм/с |
|
Насосная |
||||
|
Вибрация подшипников:
|
||||
|
Вибрация корпуса:
|
||||
|
Вибрация фундамента НА |
Защита от шума и вибрации предусмотрена СН-2.2.4./2.1.8.566-96, рассмотрим наиболее характерные меры для насосного цеха:
- 1. дистанционное управление оборудованием;
- 2. уплотнение окон, проемов, дверей;
- 3. устранение технических недостатков и неисправностей оборудования, являющихся источником шума;
- 4. своевременный планово-предупредительный ремонт согласно графика, замена износившихся деталей, регулярная смазка трущихся деталей.
В качестве индивидуальных средств защиты от шума используются наушники или антифоны.
Для снижения или исключения вибрации СН-2.2.4./2.1.8.566-96 предусматривает следующие меры:
- 1. правильное проектирование оснований под оборудование, с учетом динамических нагрузок и изоляция их от несущих конструкций и инженерных коммуникаций;
- 2. центровка и балансировка вращающихся частей агрегатов.
Рабочие, подвергающиеся воздействию вибрации должны регулярно проходить медосмотр.
ГОСТ 30576-98
МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ
Вибрация
НАСОСЫ ЦЕНТРОБЕЖНЫЕ
ПИТАТЕЛЬНЫЕ ТЕПЛОВЫХ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Нормы вибрации и общие требования к проведению измерений
МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ
СОВЕТ
ПО СТАНДАРТИЗАЦИИ, МЕТРОЛОГИИ И СЕРТИФИКАЦИИ
Минск
Предисловие
1 РАЗРАБОТАН Межгосударственным техническим комитетом по стандартизации МТК 183 «Вибрация и удар» при участии Уральского теплотехнического научно-исследовательского института (АО УралВТИ)ВНЕСЕН Госстандартом России2 ПРИНЯТ Межгосударственным Советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол № 13 - 98 от 28 мая 1998 г.)За принятие проголосовали: 3 Постановлением Государственного комитета Российской Федерации по стандартизации и метрологии от 23 декабря 1999 г. № 679-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 30576-98 введен в действие непосредственно в качестве государственного стандарта Российской Федерации с 1 июля 2000 г.4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ
МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ
Вибрация
НАСОСЫ ЦЕНТРОБЕЖНЫЕ ПИТАТЕЛЬНЫЕ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Нормы вибрации и общие требования к проведению измерений
Mechanical vibration. Centrifugal feed pumps
for thermal stations.
Evaluation of machine vebration and requirements for the measurement of
vibration
Дата введения 2000-07-01
Загрузка...
