Меню

Организация и планирование тор оборудования и сооружений нпс



РД 153-39ТН-008-96 Руководство по организации эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций

Описание:

Статус: действующий

Обозначение: РД 153-39ТН-008-96

Название русское: Руководство по организации эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций

Дата введения: 1997-01-01

Разработан в: Институт проблем транспорта энергоресурсов (ИПТЭР)
АК «Транснефть»

Утверждён в: АК «Транснефть» (27.12.1996)

Опубликован в: ИПТЭР № 1997

Область и условия применения: Руководство устанавливает порядок организации эксплуатации, технического обслуживания и ремонта механо-технологического оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций (НПС) и линейно-производственных диспетчерских станций (ЛПДС).

Заменяет собой:РД 39-30-1209-84 «Руководство по организации эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций»

Оглавление: 1 Общие положения
2 Эксплуатация и техническое обслуживание оборудования и сооружений НПС
2.1 Организация эксплуатации НПС
2.2 Порядок приемки и сдачи смены
2.3 Наблюдения за сохранностью зданий и сооружений в период эксплуатации НПС
3 Организация и планирование работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования и сооружений НПС
3.1 Основные понятия. Термины и определения
3.2 Структура системы технического обслуживания и ремонта оборудования. Общие положения
3.3 Организация и планирование работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования и сооружений НПС
3.4 Порядок передачи в ремонт и приемки из ремонта оборудования
3.5 Нормативы трудоемкости работ при проведении технического обслуживания и ремонта оборудования НПС
3.6 Нормы расхода и резерва запасных частей на НПС и в обменном фонде БПО
3.7 Техническая документация
4 Техническое обслуживание и ремонт магистральных, подпорных и вспомогательных насосов
4.1 Общие положения
4.2 Контроль работоспособности насосных агрегатов
4.3 Выполнение регламентных работ
4.4 Типовой объем работ по техническому обслуживанию
4.5 Типовой объем работ при текущем ремонте
4.6 Типовой объем работ при среднем ремонте
4.7 Типовой объем работ при капитальном ремонте
4.8 Нормативы технического обслуживания и ремонта
5 Техническое обслуживание и ремонт запорной арматуры объектов магистральных нефтепроводов
5.1 Номенклатура оборудования
5.2 Контроль работоспособности арматуры
5.3 Типовой объем работ по техническому обслуживанию
5.4 Типовой объем работ при текущем ремонте
5.5 Типовой объем работ при капитальном ремонте
5.6 Нормативы технического обслуживания и ремонта
6 Техническое обслуживание и ремонт вспомогательных систем
6.1 Номенклатура оборудования
6.2 Техническое обслуживание и ремонт оборудования систем смазки и охлаждения
6.3 Техническое обслуживание и ремонт компрессоров
7 Техническое обслуживание и ремонт вентиляционных систем, электронагревательных установок
7.1 Номенклатура оборудования
7.2 Контроль работоспособности вентиляционных систем и электронагревательных установок
7.3 Типовой объем работ по техническому обслуживанию
7.4 Типовой объем работ при текущем ремонте
7.5 Типовой объем работ при капитальном ремонте
7.6 Нормативы технического обслуживания и ремонта
8 Техническое обслуживание и ремонт технологических трубопроводов и устройств
8.1 Номенклатура оборудования
8.2 Технологические трубопроводы
8.3 Контроль работоспособности технологических устройств
8.4 Блок регуляторов давления
8.5 Системы сглаживания волн давления типа АРКРОН 1000 или УСВД 1220Р
8.6 Фильтры-грязеуловители
8.7 Предохранительные клапаны
8.8 Система откачки утечек
8.9 Нормативы технического обслуживания и ремонта
8.10 Установки пожаротушения
8.11 Емкости вспомогательных систем
9 Техническое обслуживание и ремонт котлов и котельно-вспомогательног ооборудования
9.1 Номенклатура оборудования
9.2 Виды технического обслуживания и ремонта
9.3 Контроль работоспособности теплотехнического оборудования
9.4 Нормативы технического обслуживания и ремонта
10 Техническое обслуживание и ремонт систем водоснабжения, канализации и очистных сооружений, инженерных коммуникаций
10.1 Номенклатура оборудования
10.2 Система канализации
10.3 Систем аводоснабжения
10.4 Трубопроводы горячей воды и пара
10.5 Очистные сооружения
10.6 Нормативы технического обслуживания и ремонта
11 Сбор, обработка эксплуатационной информации и определение показателей надежности
11.1 Сбор информации
11.2 Порядок обработки эксплуатационной информации о надежности
12 Техническое обслуживание и ремонт оборудования и сооружений законсервированных или временно выведенных из эксплуатации НПС
12.1 Принципы организации и проведения работ по выводу НПС в резерв
12.2 Перечень основного и вспомогательного оборудования и систем НПС, остающихся в работе и подлежащих консервации при выводе НПС в резерв
12.3 Типовой объем работ и периодичность технического обслуживания и ремонта механо-технологического оборудования на законсервированной НПС
12.4 Основные положения по техническому обслуживанию механо-технологического оборудования в период расконсервации НПС
13 Требования безопасности при эксплуатации и ремонте механо-технологического оборудования НПС
Перечень нормативно-технических документов, использованных при разработке настоящего РД
Приложение А Акт сдачи оборудования в ремонт
Приложение Б Определение основных причин вибрации насосного агрегата по характеру их проявления
Приложение В Рекомендации по подготовке торцевых уплотнений насосов к эксплуатации и диагностированию технического состояния
Приложение Г Зазоры в щелевых уплотнениях ротора насоса

Источник

Организация ремонтных работ оборудования НПС

6.3.24 Выбор типа системы технического обслуживания и ремонта — по фактическому техническому состоянию или системы ППР, должен определяться ОАО МН.

6.3.25 Диагностика оборудования должна выполняться с периодичностью и в рамках, установленных нормативной документацией и раздела 5 настоящих Правил. Объем и момент начала ремонта определяется фактическим техническим состоянием оборудования.

6.3.26 Оперативность восстановления работоспособности должна устанавливаться в зависимости от степени влияния оборудования на режим и технологию перекачки.

6.3.27 Ответственность за подготовку оборудования к ремонту и его передачу в ремонт, контроль качества ремонта с применением средств технической диагностики, приемки из ремонта, а также контроль своевременного и правильного заполнения ремонтной документации возлагается на руководителей соответствующих служб НПС.

6.2.28 Ремонт оборудования НПС должен осуществляться эксплуатационно-ремонтным персоналом или организацией, имеющей лицензию на производство ремонтных работ на НПС.

6.3.29 Оборудование после ремонта считается принятым в эксплуатацию после проверки его технического состояния, проведения обкатки (испытаний) в рабочем режиме в течение:

— 8 часов — после выполнения ремонтных работ в объеме текущего ремонта;

— 72 часов — после выполнения ремонтных работ в объеме среднего и капитального ремонта.

6.3.30 Для оборудования, прошедшего капитальный ремонт, должны быть определены сроки следующего диагностирования, послеремонтный гарантийный срок или послеремонтная гарантийная наработка в соответствии с нормативным документами.

6.3.31 Документация технического обслуживания и ремонта оборудования НПС должна содержать:

— графики планового ремонта, технического обслуживания, планового диагностирования и регламентных остановок для каждого вида оборудования;

— журнал учета ремонтов и ТО, в котором должны быть указаны: дата проведения ТО или ремонта, вид ремонта или ТО, наработка между ремонтами или ТО, время простоя оборудования, ответственный исполнитель;

— журнал учета проведения диагностирования и регламентных остановок для системы ТОР по фактическому техническому состоянию, который должен содержать: дату диагностирования и регламентной остановки, диагностируемые параметры, их значения (допустимые и реальные), решение о работоспособности, предполагаемый и выполненный объем ремонта, ответственный исполнитель планового диагностирования и регламентной остановки;

— бланки нарядов-допусков на производство ремонтных и диагностических работ;

— акты сдачи и приемки из ремонта оборудования;

— акты результатов планового диагностирования и регламентных остановок.

Перечень, формы и сроки представления отчетной документации определяются предприятием, эксплуатирующим оборудование НПС.

6.3.32 Техническое обслуживание и ремонт оборудования ПНБ, ССН, ППН должны проводиться в соответствии с требованиями настоящего раздела.

Организация и производство ремонтных работ резервуаров

6.3.33 Организация и производство ремонтных работ резервуаров должны выполняться в соответствии с требованиями Правил технической эксплуатации резервуаров МН.

6.3.34 Капитальный ремонт резервуаров должен проводиться по индивидуальному проекту производства работ, разработанному подрядной организацией. Основанием для разработки ППР капитального ремонта служит утвержденная дефектная ведомость.

6.3.35 Текущий ремонт резервуаров должен проводиться в соответствии с утвержденным ОАО МН и его филиалами графиком. Объем работ, выполняемых при текущем ремонте определяется в соответствии с оценкой технического состояния резервуара и его оборудования на основании результатов диагностики, а также в соответствии с действующими правилами, техническими инструкциями и технической документацией заводов-изготовителей оборудования.

Читайте также:  Оборудование для балтийской аэс

6.3.36 Ремонт резервуаров с применением огневых работ должен проводиться после подготовки резервуаров.

6.3.37 Подготовка резервуаров к ремонту с применением огневых работ должна включать в себя следующие операции:

— откачку нефти из резервуара;

6.3.38 На подготовку резервуаров к ремонту должен составляться проект организации работ (ПОР), который включает в себя: порядок проведения подготовительных работ с учетом конкретных условий, меры по охране труда, способы контроля взрывопожароопасности.

ПОР должен быть утвержден руководством филиала ОАО и согласовывается с вневедомственной пожарной охраной предприятия или местными инспекциями территориальных подразделений ГПС МВД РФ.

6.3.39 Перечень работ и порядок их выполнения при контроле качества ремонта резервуаров должны соответствовать требованиям СНиП Ш-18 и другой нормативной документации.

6.3.40 Перед вводом в эксплуатацию резервуара должно проводиться гидравлическое испытание на прочность и герметичность.

6.3.41 Резервуар после ремонта должен приниматься в эксплуатацию комиссией, назначаемой руководством ОАО МН или его филиалами. Акт на приемку резервуара должен оформляться в установленном порядке и утверждается главным инженером ОАО МН или его филиалов.

Источник

Гумеров А Г: Эксплуатация оборудования нефтеперекачивающих станций

Авторы: Гумеров А. Г., Гумеров Р. С., Акбердин А. М.

Название: Эксплуатация оборудования нефтеперекачивающих станций

Год издания: 2001

Содержание:

Глава 1. Номенклатура и характеристика оборудования нефтеперекачивающих станций

Глава 2. Организация эксплуатации оборудования нефтеперекачивающих станций

Глава 3. Организация и планирование работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций
3.1. Стратегии технического обслуживания и ремонта оборудования нефтеперекачивающих станций
3.2. Организация и планирование работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования по фактическому техническому состоянию
3.3. Определение сроков замены оборудования
3.4. Нормы резерва запасных частей для технического обслуживания и ремонта оборудования
3.5. Порядок передачи в ремонт и приемки из ремонта оборудования
3.6. Техническая документация

Глава 4. Техническое обслуживание и ремонт магистральных подпорных и вспомогательных насосов
4.1. Общие положения
4.2. Контроль работоспособности насосных агрегатов
4.3. Выполнение регламентных работ
4.4. Типовой объем работ по техническому обслуживанию
4.5. Типовой объем работ при текущем ремонте
4.6. Типовой объем работ при среднем ремонте
4.7. Типовой объем работ при капитальном ремонте
4.8. Нормативы технического обслуживания и ремонта

Глава 5. Техническое обслуживание и ремонт запорной арматуры объектов магистральных нефтепроводов
5.1. Контроль работоспособности арматуры
5.2. Типовой объем работ по техническому обслуживанию
5.3. Типовой объем работ при текущем ремонте
5.4. Типовой объем работ при капитальном ремонте
5.5. Нормативы технического обслуживания и ремонта

Глава 6. Техническое обслуживание и ремонт вспомогательной системы.
6.1. Контроль работоспособности, техническое обслуживание и ремонт оборудования систем смазки и охлаждения
6.2. Контроль работоспособности, техническое обслуживание и ремонт компрессоров

Глава 7. Техническое обслуживание и ремонт вентиляционных систем, электронагревательных установок
7.1. Номенклатура оборудования
7.2. Контроль работоспособности вентиляционных систем и электронагревательных установок
7.3. Типовые объемы работ по техническому обслуживанию и ремонту
7.4. Нормативы технического обслуживания и ремонта

Глава 8. Техническое обслуживание и ремонт технологических трубопроводов и устройств
8.1. Технологические трубопроводы
8.2. Контроль работоспособности технологических устройств
8.3. Блок регуляторов давления
8.4. Система сглаживания волн давления типа АРКРОН 1000 или УСВД 1200Р
8.5. Фильтры-грязеуловители
8.6. Предохранительные клапаны
8.7. Система откачки утечек
8.8. Нормативы технического обслуживания и ремонта
8.9. Установки пожаротушения
8.10. Емкости вспомогательных систем

Глава 9. Техническое обслуживание и ремонт котлов и котельновспомогательного оборудования
9.1. Номенклатура оборудования
9.2. Виды технического обслуживания и ремонта
9.3. Контроль работоспособности теплотехнического оборудования..
9.4. Нормативы технического обслуживания и ремонта

Глава 10. Техническое обслуживание и ремонт систем водоснабжения, канализации и очистных сооружений, инженерных коммуюпсаций
10.1. Номенклатура оборудования
10.2. Система канализации
10.3. Система водоснабжения
10.4. Трубопроводы горячей воды и пара
10.5. Очистные сооружения
10.6. Нормативы технического обслуживания и ремонта

Глава 11. Организация и планирование технического обслуживания и ремонта электроустановок
11.1. Организация работ по техническому обслуживанию, диагностированию и ремонту электроустановок
11.2. Планирование работ по техническому обслуживанию, диагностическому контролю и ремонту
11.3. Электрические машины
11.4. Контроль работоспособности электродвигателей
11.5. Периодичность технического обслуживания, диагностического контроля и ремонта
11.6. Силовые трансформаторы и высоковольтные электрические аппараты напряжением до 110(150) кВ
11.7. Линии электропередачи
11.8. Электрические аппараты напряжением до 1000 В
11.9. Конденсаторные установки
11.10. Устройства молниезащиты электроустановок

Глава 12. Пули повышения эффективности работы магистральных и подпорных нефтяных насосных агрегатов
12.1. Эффективность эксплуатации центробежных насосов магистральных нефтепроводов
12.2. Регулирование работы центробежных насосов магистральных нефтепроводов
12.3. Пули повышения показателей экономичности насосных агрегатов, эксплуатируемых на недогрузочных режимах
12.4. Допустимый кавитационный запас насоса
12.5. Работоспособность валов нефтяных насосов

Глава 13. Особенности применения регулируемых электроприводов насосов
13.1. Сфера применения регулируемого электропривода
13.2. Тенденция развития регулируемых электроприводов центробежных насосов магистральных нефтепроводов
13.3. Основные технические и эксплуатационные требования к тиристорному преобразователю частоты (ТПЧ) и частотнорегулируемому электроприводу (ЧРЭ) насосов

Глава 14. Особенности применения в нефтепроводном транспорте насосных установок с газотурбинным приводом
14.1. Особенности эксплуатации газотурбинного привода насосов.
14.2. Математическая модель системы газотурбинный привод-насосная станция — нефтепровод

Глава 15. Определение показателей надежности оборудования нефтеперекачивающих станций
15.1. Анализ показателей надежности оборудования
15.2. Сбор информации для определения показателей надежности..
15.3. Обработка эксплуатационной информации по отказам
15.4. Определение показателей надежности оборудования НПО
15.5. Рекомендации по оценке показателей надежности основного оборудования НПС параметрическим методом

Глава 16. Автоматизация и телемеханизация оборудования и систем нефтеперекачивающих станций
16.1. Общие положения
16.2. Система автоматизации НПС
16.3. Телемеханизация оборудования НПС магистральных нефтепроводов

Глава 17. Обеспечение сохранности и работоспособности оборудования нефтеперекачивающих станций, временно выведенных из эксплуатации.
17.1. Общие положения
17.2. Консервация оборудования и систем нефтеперекачивающих станций
17.3. Мониторинг и техническое обслуживание законсервированного оборудования и обслуживание незаконсервированного оборудования НПС

Источник

Нефть, Газ и Энергетика

Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам

Планирование работ по техническому обслуживанию и ремонту нефтеперекачивающих станций

Системой технического обслуживания и ремонта по фактическому техническому состоянию (ТОР по техническому состоянию) называется техническое обслуживание и ремонт (ТОР), заключающееся в регламентных остановках и ремонтах, производимых в соответствии с регламентом, а также в контроле технического состояния оборудования, осуществляемом с установленной периодичностью между регламентными остановками и обслуживанием (или ремонтом) в зависимости от этого состояния.

Техническое обслуживание и ремонт по фактическому техническому состоянию представляет собой совокупность правил по определению режимов и регламента диагностирования оборудования НПС и принятию решений о необходимости его обслуживания, замены или ремонта на основе информации о фактическом техническом состоянии.

При данной стратегии обслуживания и ремонта оборудование НПС эксплуатируется до предотказового состояния.

Таким образом, в основе метода ТОР по техническому состоянию заложен принцип предупреждения отказов оборудования, систем НПС и их элементов — при условии обеспечения максимально возможной наработки их до замены и минимально возможных затрат на ТОР.

С учетом большой номенклатуры оборудования на НПС, отличий по начальному их техническому состоянию и наработки, разной степени их сложности, значительного числа дефектов и резервирования использование системы ТОР по техническому состоянию на базе диагностики для всего оборудования НПС экономически нецелесообразно. В связи с этим новая система ТОР по фактическому техническому должна быть смешанной: для некоторой части оборудования -по техническому состоянию на основе диагностирования, для другой — планово-предупредительная система, а для остальной — по потребности после отказа. Поэтому в основу выбора стратегии ТОР для каждого типа оборудования (при переводе всей НПС на систему ТОР по фактическому техническому состоянию) должен быть положен технико-экономический критерий.

Читайте также:  Ао кмз конвейерного оборудования официальный сайт

Система технического обслуживания и ремонта по фактическому техническому состоянию требует разработки методов и средств диагностирования, обладающих большой информативностью. Такую базу технической диагностики экономически целесообразно применять в первую очередь для основного оборудования НПС — насосных агрегатов. Причем для насосных агрегатов, определяющих надежность и экономичность работы НПС, необходимо регламентировать контроль и анализ уровня вибрации, температуры, утечек, параметры напора, КПД, потребляемой мощности.

Эти величины (кроме КПД) должны контролироваться автоматизированной системой. В виде исключения, допускается временный контроль параметров портативными (переносными) приборами с определенной периодичностью.

На основе контроля и анализа вибрации, как наиболее информативного метода обнаружения неисправности, определяется глубина развития дефектов, причина их появления, прогнозируется ресурс работы или время работы оборудования до ремонта.

Если вибродиагностика, в первую очередь, решает задачи повышения надежности оборудования, то параметрическая диагностика насосных агрегатов способствует достижению более экономичных эксплуатационных параметров. В основу параметрической диагностики положены оценка напора, мощности и КПД насоса и агрегата в целом, определение причин, вызывающих ухудшение данных параметров, разработка и реализация мероприятий по улучшению или восстановлению напорной и энергетической характеристики насоса, определение тенденции их изменения по мере наработки.

Этот метод диагностики необходимо использовать на начальной стадии работы агрегата, чтобы выявить дефекты заводского характера, монтажа и ремонта, а также в период эксплуатации для своевременного обнаружения и оценки причин, ухудшающих рабочие параметры насоса или электродвигателя и в целом насосного агрегата.

В ряде случаев приобретение, установка и обслуживание диагностических средств для вспомогательного оборудования дороже, чем проведение ремонта по графику ППР (т.е. для вспомогательного оборудования минимум приведенных затрат на единицу наработки при планово-предупредительной системы ТОР меньше чем минимум приведенных затрат для ТОР по техническому состоянию.

С другой стороны, оперативный контроль технического состояния должен обеспечивать высокую безотказность и предотвращать внезапные отказы.

Поэтому область применения стратегии обслуживания и ремонта с контролем параметров целесообразно ограничить системами и оборудованием, которые по соображениям безотказной работы всей НПС не могут быть допущены к эксплуатации до отказа (т.е. ограничить тем оборудованием, отказ которого приведет к остановке всей НПС или опасной аварийной ситуации).

При выборе оборудования для перевода на ТОР по техническому состоянию следует учесть и возрастной состав оборудования.

Необходимость ограничения срока службы оборудования НПС обусловливается его физическим и моральным износом, повышением отказов, снижением технико-экономических характеристик и требуемой надежности.

В связи с тем, что ресурсы и условия эксплуатации деталей, узлов, агрегатов оборудования отличаются друг от друга, при любой стратегии ТОР вводится система (вид) ремонтов (текущий, средний, капитальный).

В системе ППР виды ремонта осуществляются в определенной последовательности, а при ремонте по техническому состоянию — в зависимости от результатов диагностирования.

Текущий ремонт (ТР) — это ремонт, выполняемый для обеспечения или восстановления работоспособности изделия и состоящий в замене (или) восстановлении отдельных частей.

Средний ремонт (СР) — ремонт, выполняемый для восстановления исправности и частичного восстановления ресурса изделий с заменой или восстановлением составных частей ограниченной номенклатуры и контролем технического состояния частей, выполняемого в объеме, установленном в нормативно-технической документации.

Капитальный ремонт (КР) — это ремонт, выполняемый для восстановления исправности и полного или близкого к полному восстановлению ресурса изделия с заменой или восстановлением любых его частей, включая базовые.

Время между двумя последовательно проведенными ремонтами, то называется межремонтным периодом.

В промежутках между периодическими ремонтами осуществляется межремонтное техническое обслуживание (ТО) машин, основная цель которого заключается в предупреждении отказов и ликвидации последствий недопустимых отказов. Межремонтное обслуживание включает периодические осмотры машин.

При любой стратегии ремонта объемы восстановительных работ и фактические сроки службы деталей и узлов должны определяться ремонтным персоналом вне зависимости от того, насколько ему известны средние значения и рассеивание сроков службы. Отсутствие информации о надежности элементов изделия ведет к недоиспользованию сроков службы (для гарантии узлы ремонтируются значительно чаще, чем это необходимо) или к повышенной вероятности отказов изделия в межремонтный период и большому объему неплановых ремонтов.

Система технического обслуживания и ремонта по фактическому техническому состоянию (ТОР по техническому состоянию) основывается на проведении профилактических, восстановительных и диагностических работ через интервалы времени (наработки), определенные по фактическим показателям надежности, результатам предыдущих диагностических контролей, значениям параметров оценки работоспособного состояния данного вида оборудования с учетом срока службы каждой единицы оборудования.

В системе технического обслуживания и ремонта по фактическому техническому состоянию проводятся: техническое обслуживание; диагностические контроли, в том числе оперативный, плановый, неплановый; ремонт по фактическому состоянию в объеме текущего, среднего и капитального ремонта; регламентные остановки.

Для ТОР по техническому состоянию обязательными являются:

проведение диагностических обследований с оценкой работоспособности оборудования и прогнозированием дальнейшей эксплуатации;

выполнение ремонтных работ по результатам диагностических обследований;

ведение нормативной, исполнительной, оперативной (эксплуатационной) баз данных, формирование периодических сводок по наработке оборудования, ведение базы данных отказов, хранение в электронном виде документации по организации и выполнению ремонтных работ на уровнях предприятий неф-тепроводного транспорта.

Выполнение условий реализации ТОР по состоянию, является обязательным в первую очередь для того оборудования и систем НПС, которые с точки зрения безопасной эксплуатации не могут быть допущены к эксплуатации до отказа, а по экономическим соображениям — к эксплуатации до выработки установленного межремонтного периода.

Источник

Организация и планирование тор оборудования и сооружений нпс

Положение о техническом обслуживании и ремонте линейной части магистральных нефтепроводов

Дата введения 1981-02-10

Зам. министра нефтяной промышленности В.И.Кремневым 31 декабря 1980 г.

«Положение о техническом обслуживании и ремонте линейной части магистральных нефтепроводов» устанавливает сроки, содержание, порядок организации и отчетности плановых мероприятий по обеспечению надежности объектов линейной части магистральных трубопроводов. В Положении приводятся ориентировочные значения трудоемкости мероприятий по техническому обслуживанию и ремонту (ТОР), формы необходимых документов. Положение разработано сотрудниками ВНИИСПТнефть Столяровым Р.Н., Каримовой Р.З., Левкиной Н.С., Шумайловым А.С., к.э.н. Зариповым Р.Х., под руководством к.т.н. Гумерова А.Г., при участии специалистов Главтранснефти МНП Гнидина В.С., Катуняна С.А., Мушкаева П.И., Сабирова У.Н., Черняева В.Д.

Приказом Министерства нефтяной промышленности от 23 января 1981 г. N 61

Срок введения установлен с 10 февраля 1981 г.

Настоящее Положение о техническом обслуживании и ремонте линейной части магистральных нефтепроводов является документом, определяющим порядок организации, содержание, сроки и трудоемкость работ при проведении мероприятий технического обслуживания и ремонта объектов линейной части магистральных нефтепроводов, выполняемых базами производственного обслуживания (БПО), аварийно-восстановительными пунктами (АВП и ОАВП), ремонтно-строительными управлениями (РСУ) и специализированными управлениями по предупреждению и ликвидации аварий на магистральных нефтепроводах (САВУ или СУПЛАВ).

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящее Положение является обязательным для всех предприятий Главтранснефти Миннефтепрома, осуществляющих эксплуатацию и ремонт линейной части магистральных нефтепроводов.

1.2. Положение устанавливает порядок планирования, организации и проведения мероприятий технического обслуживания и ремонта с целью обеспечения заданного уровня надежности объектов линейной части магистральных нефтепроводов в период эксплуатации.

1.3. В состав линейной части магистральных нефтепроводов входят следующие объекты:

— собственно трубопровод с отводами и лупингами, запорной и регулирующей арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, устройствами пуска и приема очистных устройств;

Читайте также:  Устройство планировка магазина и его оборудование

— установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии;

— линии и сооружения технологической связи, телемеханики и КИП;

— сооружения линейной службы эксплуатации (АВП, дома обходчиков, вертолетные площадки);

— постоянные дороги, расположенные вдоль трассы трубопроводов и подъезды к ним;

— линии электропередачи для снабжения электроэнергией узлов установки запорной и другой арматуры;

— устройства энергоснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установок электрохимической защиты;

— защитные противопожарные и противоэрозионные сооружения.

1.4. В настоящем документе не рассматриваются вопросы технического обслуживания и ремонта:

— средства ЭХЗ, для которых разработаны «Основные положения планово-предупредительного ремонта средств электрохимической защиты магистральных нефтепроводов (РД 39-30-142-79);

— линий вдольтрассовых электропередач;

— линий технологической связи;

— средств автоматики и телемеханики.

Техническое обслуживание и ремонт этих объектов должны проводиться специализированными организациями на основании соответствующих действующих положений и инструкций.

1.5. Настоящее Положение разработано с учетом централизованного технического обслуживания и ремонта объектов линейной части магистральных нефтепроводов, исключая объекты, перечисленные в п.1.4.

2. МЕРОПРИЯТИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ

2.1. В соответствии со спецификой объектов линейной части магистральных нефтепроводов устанавливаются следующие мероприятия технического обслуживания и ремонта (ТОР):

2.2. Согласно ГОСТ 18322-78 техническое обслуживание — комплекс операций по поддержанию работоспособности или исправности объекта (изделия). Для объектов линейной части перечень работ технического обслуживания (ТО) приводится в Приложении 1.

2.3. Текущий ремонт — ремонт, выполняемый для обеспечения или восстановления работоспособности. Перечень работ по текущему ремонту сооружений линейной части приводится в Приложении 2.

2.4. Капитальный ремонт — ремонт, выполняемый для восстановления исправности и полного или близкого к полному восстановления объектов линейной части с заменой или восстановлением любых узлов. Перечень работ по капитальному ремонту объектов линейной части приводится в Приложении 3.

2.5. Периодичность и объемы ТОР

2.5.1. Техническое обслуживание объектов линейной части выполняется персоналом АВП в сроки, указанные в Приложении 1.

2.5.2. Текущий ремонт объектов линейной части выполняется персоналом АВП в сроки, указанные в Приложении 2.

2.5.3. Капитальный ремонт объектов линейной части выполняется специализированными подразделениями ремонтно-строительных управлений (РСУ) и СУПЛАВ в соответствии с утвержденными планами и объемами работ, которые составляются на основании технического состояния объектов.

Капитальный ремонт запорной арматуры выполняется силами БПО, ОАВП и АВП совместно с РСУ и СУПЛАВ.

2.5.4. Контроль технического состояния собственно трубопровода осуществляется специальными целевыми проверками, обследованиями, измерениями с применением средств технического диагностирования.

2.6. В Приложениях 1, 2, 3 содержатся только основные виды работ. Конкретные конструктивные особенности и роль отдельных объектов в производственном процессе (перекачке нефти) выдвигают ряд дополнительных работ, которые должны выполняться в соответствии с паспортами и заводскими инструкциями по эксплуатации данного оборудования (например, задвижек, их приводов и т.п.), а также в соответствии с инструкциями, специально разработанными с учетом местных условий.

2.7. Трудоемкость мероприятий ТОР приведена в Приложении 4.

2.8. Все мероприятия технического обслуживания и ремонта линейной части должны выполняться, как правило, без остановки перекачки за исключением отдельных операций по ремонту запорной арматуры: подтяжки фланцевых соединений, проверки задвижек на работоспособность путем полного открытия и закрытия, настройки конечных выключателей электроприводов, операции, связанные с разработкой задвижек, замены или донабивки сальниковых уплотнений.

2.8.1. Продолжительность остановки нефтепроводов для выполнения текущего и капитального ремонтов запорной арматуры определяется для каждого отдельного случая в зависимости от конкретных условий (рельефа местности, диаметра, протяженности опорожняемого участка нефтепровода и т.д.), для чего разрабатываются планы-графики производства работ (Приложение 5).

2.8.2. Выполнение капитального ремонта собственно трубопровода регламентируются действующими «Правилами по капитальному ремонту магистральных нефтепроводов».

3. ПЛАНИРОВАНИЕ МЕРОПРИЯТИЙ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА

3.1. Планирование мероприятий ТОР производятся с целью определения времени простоя трубопровода в ремонте, необходимых объемов финансирования, потребности в затратах труда, механизмах, материалах и оборудовании, а также для координации своевременного решения вопросов с посторонними организациями.

3.2. Объемы и сроки должны быть привязаны к конкретным объектам и участкам трубопровода и отражены в планах-графиках ТОР (Форма графика ТОР см. в Приложение 5).

3.3. План-график ТОР объектов линейной части разрабатывается отделами эксплуатации (производственно-техническими отделами) районных управлений магистральных нефтепроводов (РУМН), утверждается главным инженером РУМН и согласовывается с отделом эксплуатации УМН.

В УМН, имеющих СУПЛАВы, планы-графики ТОР разрабатываются СУПЛАВами и утверждаются главными инженерами УМН.

3.4. Утвержденный план-график доводится до исполнителей к началу планируемого года.

3.5. План-график ТОР объектов линейной части магистральных нефтепроводов составляется на основании:

— периодичности работ, указанных в приложениях 1, 2, 3;

— данных технических осмотров;

— результатов электрометрических измерений;

— статистических данных о повреждениях нефтепроводов.

3.6. На основании плана-графика исполнители (АВП, БПО) составляют для каждого мероприятия (технического обслуживания, текущего ремонта, капитального ремонта) подробный перечень работ, подлежащих выполнению в предстоящий месяц (Приложение 6).

3.7. На работы, связанные с необходимостью остановки трубопровода, составляется подробный план производства работ (ППР) с обоснованием планируемого времени остановки, расчетом потребного количества специальной техники, персонала и т.п. ППР утверждается главным инженером и увязывается по срокам с диспетчерским управлением. На основании ППР специальным распоряжением сообщается исполнителям время остановки трубопровода.

3.8. На основании конкретного плана перекачка и возможности остановки трубопровода в запланированное время и других причин в планах по ремонту возможны корректировки намеченных на год мероприятий как по объему, так и по срокам выполнения.

3.9. При организации технического обслуживания и ремонта линейной части магистральных нефтепроводов следует руководствоваться, кроме настоящего документа,

— Правилами технической эксплуатации магистральных нефтепроводов (РД 39-30-114-78),

— Строительными нормами и правилами Госстроя СССР (СНиП II-45-75; III-1-76; III-А-11-70; III-3-76; III-Д-10-72; СН 452-73),

— Правилами по технике безопасности и промсанитарии при эксплуатации магистральных нефтепроводов,

— Типовой инструкцией о порядке ведения сварочных и других огневых работ на взрывоопасных объектах нефтяной промышленности,

4. ВЫПОЛНЕНИЕ МЕРОПРИЯТИЙ ТОР

4.1. Выполнение каждого мероприятия ТОР должно быть подготовлено в организационном и техническом отношениях.

4.1.1. Организация выполнения ТОР предусматривает:

— предварительную подготовку персонала (правила, приемы и навыки работы, выполнение требований по технике безопасности и т.п.);

— обеспечение персонала необходимой руководящей технической документацией (инструкции по выполнению работ, чертежи, схемы и т.д.);

— оформление необходимой допускающей (разрешающей), проездной и т.п. документации.

4.1.2. Техническая подготовка заключается:

— в обеспечении необходимой специальной техникой, запасными частями к оборудованию, материалами, инструментом и приспособлениями;

— в укомплектовании средствами по технике безопасности, охране труда.

4.2. Все работы по ТОР должны выполняться строго в соответствии с руководящей и технической документацией. Отступления в исключительных случаях возможны только с разрешения главного инженера РУМН и УМН.

4.3. При проведении текущего ремонта выполняются также все операции технического обслуживания, а при капитальном ремонте — полный объем работ текущего ремонта.

4.4. За качество и соответствие работ ТОР документации отвечает ответственный исполнитель по каждому мероприятию, начальник АВП, ОАВП, БПО.

4.5. Контроль за техническим обслуживанием и ремонтом, состоянием и функционированием объектов линейной части возлагается на руководство ЛПДС, РУМН, СУПЛАВ и УМН.

5. УЧЕТ И ОТЧЕТНОСТЬ

5.1. На каждом аварийно-восстановительном пункте ведется журнал учета ТОР объектов участка закрепленного за АВП нефтепровода (Приложение 8). Журнал ведется мастером АВП, линейным инженером.

5.2. При патрулировании (воздушным, наземным транспортом или обходчиком) на каждом участке ведется журнал патрулирования (Приложение 7).

Источник