Технологические трубопроводы

Системы смазки и охлаждения насосных агрегатов

4.2.67 Технологическая карта системы смазки, марка и качество применяемых масел должны соответствовать требованиям инструкций заводов-изготовителей маслоустановок.

4.2.68 В процессе эксплуатации насосных агрегатов должны периодически отбираться пробы масла и производиться химический анализ. Периодичность проведения анализов должна быть установлена не реже одного раза в квартал.

4.2.69 Независимо от сроков, указанных в инструкции завода-изготовителя маслоустановки, масло должно быть заменено свежим при выявлении одного из признаков:

- обнаружении в нем нефти;

- содержании воды свыше 0,25 %;

- содержании механических примесей свыше 1,5 %;

- кислотности выше 1,5 мг КОН на 1 г масла;

- температуре вспышки по Бренкеру ниже 150 °С.

4.2.70 Элементы системы смазки должны подвергаться периодической очистке в соответствии с требованиями инструкций заводов-изготовителей.

4.2.71 В маслоблоке должна быть вывешена утвержденная схема маслоснабжения насосной с указанием диаметров маслопроводов, арматуры, регулировочных шайб, приборов контроля и измерения параметров, допустимых рабочих давлений и температуры масла.

Уровень в баках и давление масла должны быть в установленных пределах. Уровень контролируется автоматически с соответствующей сигнализацией.

Температурный режим в системе охлаждения масла должен обеспечивать температуру масла на входе в подшипники в пределах 35¸55 °С.

Остановка маслонасоса должна производиться через 5 минут после отключения электродвигателей находившихся в работе насосных агрегатов.

4.2.72 Давление, температура и качество охлаждающей среды, сроки и способы очистки полостей охлаждения и теплообменных аппаратов системы охлаждения должны соответствовать требованиям заводов-изготовителей.

4.2.73 Схема системы охлаждения электродвигателя с указанием допустимых величин давления и температуры охлаждающей среды должна быть вывешена в электрозале.

4.2.74 В состав системы технологических трубопроводов входят внутриплощадочные нефтепроводы, запорная, регулирующая и предохранительная арматура, фильтры-грязеуловители, система сглаживания волн давления и другие устройства.

4.2.75 Границы технологических трубопроводов определяются входными и выходными задвижками НПС.

4.2.76 В технологических схемах внутриплощадочных нефтепроводов должно быть указано расположение арматуры, оборудования, приборов и устройств с соответствующим обозначением и нумерацией.

4.2.77 Технологические трубопроводы в части норм расчета на прочность и устойчивость, норм испытания и контроля сварных соединений с учетом рабочих параметров среды (температуры и давления), а также периодичности ревизий и испытаний относятся к трубопроводам первой категории.

4.2.78 Величина расчетного рабочего давления технологических трубопроводов устанавливается проектом.

4.2.79 Безопасная величина разрешенного рабочего давления технологических трубопроводов должна быть установлена на основании результатов испытаний, обследований, расчетов на прочность и подтверждена “Формуляром Подтверждения”, в соответствии с РД 08-183-98.

“Формуляр Подтверждения” оформляется при эксплуатации:

- действующих объектов, на которых проектная, исполнительная или эксплуатационная документация полностью или частично утрачена;

- объектов, вводимых в эксплуатацию по завершению строительства или реконструкции, при этом формуляр оформляется до пуска объекта в эксплуатацию;

- действующих объектов, на которых проведены аварийно-восстановительные или ремонтные работы, потребовавшие для их проведения снижения рабочего давления более чем на 20 %, при этом формуляр оформляется не позднее одной недели после окончания работ;

- действующих объектов, на которых проведено изменение величины разрешенного рабочего давления, при этом формуляр подготавливается в месячный срок после даты снижения величины разрешенного рабочего давления на объекте, или до повышения величины разрешенного рабочего давления на объекте.

4.2.80 Сроки проведения обследования технологических трубопроводов, с целью определения их технического состояния, устанавливаются в зависимости от скорости коррозионно-эрозионного износа трубопровода, условий эксплуатации, результатов предыдущих обследований, ревизий и диагностики в соответствии с нормативными документами.

4.2.81 Обязательному обследованию должны подвергаться:

- технологические трубопроводы, отработавшие назначенный срок службы или через 30 лет после ввода в эксплуатацию НПС (далее через каждые 5 лет);

- технологические трубопроводы, техническое состояние которых не обеспечивает требуемых показателей надежности;

- технологические трубопроводы или их участки, где имело место превышение допустимого значения рабочего давления.

Объем и методы обследования определяются программой и методикой, утвержденной руководством предприятия.

Программа и методика обследования согласовываются с органами Госгортехнадзора России.

4.2.82 При увеличении перепада давления на фильтре-грязеуловителе до величины более 0,05 МПа (0,5 кгс/см²) или уменьшении перепада давления до величины менее 0,03 МПа (0,3 кгс/см²), которые свидетельствуют о засорении или повреждении фильтрующего элемента, должно проводиться переключение на резервный фильтр.

4.2.83 Для поддержания заданных величин давления (минимального на входе и максимального на выходе магистральной насосной) должно предусматриваться регулирование давления.

Узел регулирования должен состоять не менее, чем из двух регулирующих устройств. Схема узла регулирования должна обеспечивать равномерное распределение потока и предусматривать прямые участки до и после регулирующих устройств длиной не менее 5 диаметров.

4.2.84 Оперативный и плановый диагностические контроли арматуры должны, по возможности, совмещаться с аналогичными работами на НПС.

4.2.85 Техническое состояние арматуры на технологических трубопроводах НПС, временно выведенной из эксплуатации, должно проверяться не менее двух раз в год (весной и осенью).

4.2.86 Запрещается использовать запорную арматуру в качестве регулирующей, кроме непродолжительного времени при проведении испытаний и специальных работ.

4.2.87 Ремонт арматуры без демонтажа должен выполняться по утвержденным технологическим картам.

Для выполнения капитального ремонта на предприятии должен быть резерв запорной арматуры:

- для НПС - арматуры диаметром до 350 мм по одной штуке каждого типоразмера;

- для ЛПДС - арматуры диаметром 400-1200 мм по одной штуке каждого типоразмера;

- для филиала по 1 шт. каждого типоразмера.

4.2.88 Для оборудования и трубопроводов, расположенных во взрывопожароопасных помещениях и зонах, должны быть предусмотрены меры по снижению вибрации.

Дата добавления: 2015-06-27