Акт на центровку насоса

У нас вы можете скачать акт на центровку насоса в fb2, txt, PDF, EPUB, doc, rtf, jar, djvu, lrf!

Перед установкой на фундамент насоса или электродвигателя в сборе со своими фундаментными плитами должны быть размечены продольные и поперечные оси установки, уложены стальные плоские или парные клиновые подкладки на подготовленные для них места на фундаменте и опущены в колодцы фундаментные болты. Количество подкладок под фундаментными плитами по высоте должно быть не более трех штук. Все подкладки должны иметь ровные опорные поверхности. Необходимо удалить все наплывы металла и шлак.

Подкладки укладывать рядом с фундаментными болтами с обеих сторон каждого болта по периметру рамы п. Насосные агрегаты, подвешиваемые к крюку подъемного механизма, необходимо прочно и надежно стропить; расстроповку его разрешается производить лишь после установки в устойчивое положение или надежного закрепления.

Строповка насосов для их подъема и перемещения к месту установки должна выполняться по схеме, указанной заводом-изготовителем или в ППР.

Заводская схема строповки вакуумного насоса типа РМК-4 дана на рис. Грузоподъемность стропов должна соответствовать массе поднимаемых и перемещаемых насосных агрегатов.

Рым-болт электродвигателя рассчитан только на подъем и транспортирование электродвигателя. Поэтому запрещается подъем и транспортирование насосного агрегата, подвешивая его за рым-болт электродвигателя и какую-нибудь деталь насоса. Схема строповки вакуумного насоса типа РМК Все операции по погрузке, перемещению и разгрузке насосного оборудования на складах и в монтажной зоне, а также подъем и установку его в проектное положение при монтаже следует производить так, чтобы была обеспечена полная сохранность оборудования и строительных конструкций.

При установке насосных агрегатов на общих или раздельных фундаментных плитах, до обжатия фундаментных болтов, необходимо убедиться обстукиванием или по щупу в равномерном нагружении подкладок, установленных под фундаментной плитой. Для набивки сальников следует применять материал набивки и размер сечения, рекомендуемый заводом-изготовителем. До набивки сальников следует проверить состояние набивки. Если шнур сильно пропитан, то при наличии гидрозатвора пропитку следует вытопить в кипящей воде, чтобы пропиточная масса не засоряла систему гидрозатвора.

Кольцо водяной камеры должно быть смещено в сторону прижимной буксы на половину диаметра подводящего отверстия. После укладки последнего кольца набивки необходимо затянуть прижимную буксу, затем отпустить гайки и дотянуть их от руки. До начала работ по монтажу насосов, поставляемых узлами, необходимо проверить по упаковочным ведомостям наличие всех деталей и убедиться в их исправности.

Со всех деталей должен быть удален слой консервирующей смазки. После установки и выверки фундаментной рамы гайки фундаментных болтов необходимо затянуть. Если рама крепится к фундаменту при помощи заливаемых раствором фундаментных болтов, следует залить колодцы цементным раствором и после его затвердения затянуть гайки фундаментных болтов и проверить горизонтальность установки агрегата. Целесообразно применять самозаклинивающиеся фундаментные болты, для применения которых необходимо выполнить в фундаменте не колодцы, а сверленые отверстия.

Насос-дозатор марки НД рекомендуется устанавливать в сборе с плитой или рамой. Насос не требует стационарного крепления и при необходимости может перемещаться если допускает его обвязка. Проверку центровки роторов насоса и электродвигателя выполнять только после обжатия фундаментных болтов.

По окончании центровки плоскопараллельные и клиновые подкладки должны прихватываться электросваркой между собой и к раме, если она стальная. В процессе выполнения монтажных работ следует проводить контроль качества выполненных работ, оформляемый актами или формулярами.

Образец формуляра приведен в прил. Виды промежуточного контроля качества монтажа насосных агрегатов приведены в табл. Проверка зазоров между ротором и статором электродвигателя со стояковыми подшипниками. По насосам для перекачки горячих жидкостей проверка боковых зазоров в шпонках, соединения корпуса с опорной плитой или рамой, проверка зазоров между дистанционными втулками или болтами крепления и отверстиями в лапах корпуса; проверка зазоров между прижимными планками и лапами корпуса; проверка зазоров между дистанционными шайбами и поверхностью лап корпуса.

При сборке насосов, подвергаемых ревизии, необходимо проверить зазоры проточной части и заполнить заводские формуляры. При установке насосного агрегата следует выверить высотное положение оси насоса относительно репера, положение в плане относительно установочных осей, а также положение насоса по уровню. Отклонение от проектного положения в плане и по высоте не должно превышать 10 мм, а отклонение от горизонтальности 0,1 мм на 1 м.

Для проверки положения по уровню у насосов с подшипниками скольжения следует снять крышки и верхние вкладыши подшипников и установить уровень на шейках вала.

У насосов с подшипниками качения уровень следует установить на полумуфте насоса. Уклон вала будет равен алгебраической полусумме результатов обоих замеров. Для проверки горизонтальности в поперечном направлении уровень установить на любую строганую горизонтальную поверхность насоса или рамы, либо на разъем корпуса подшипника.

Положение насосного агрегата по высоте можно выполнить изменением толщин подкладок. При монтаже химических насосов типа X , в тех случаях, когда между всасывающим патрубком штуцером и корпусом насоса была поставлена на заводе картонная прокладка, ее следует заменить на кислотоупорную, применяемую в условиях эксплуатации.

После смены прокладки болты затягивать равномерно без перекоса. При монтаже насосов типа МС следует проверить правильность установки ротора по отношению к статору насоса по контрольной риске, нанесенной на специальной гайке. При роторе, сдвинутом до упора в сторону всасывания, риска должна находиться заподлицо с торцовой плоскостью крышки переднего подшипника рис.

По окончании установки и выверки насосного агрегата разъединить полумуфты если они не были разъединены ранее для проверки центровки. Установка ротора насоса типа МС по риске. Монтаж насосов, поставляемых отдельно от электродвигателей, следует начать с изготовления общей фундаментной рамы под насос и электродвигатель если это предусмотрено проектом. Опорные поверхности на фундаментной раме под лапы насоса и электродвигателя должны быть обработаны для обеспечения горизонтальности насосной установки.

Опорные лапы насоса и электродвигателя следует очистить от грязи и ржавчины. До укладки фундаментной рамы на фундамент должны быть опущены фундаментные болты в колодцы, предназначенные для них, и уложены стальные плоские или парные клиновые подкладки на подготовленные для них места на фундаменте. При установке фундаментной рамы следует выверить ее положение в плане относительно установочных осей и по уровню, а также по высоте относительно репера.

Перед установкой горизонтального электродвигателя и соединением его с насосом необходимо тщательно проверить полумуфту электродвигателя, сличить с парной полумуфтой насоса и убедиться, что центры отверстий ведущей и ведомой полумуфт для вала и соединительных фланцев совпадают, и что полумуфты не имеют трещин и раковин. Полумуфта электродвигателя, поставляемая совместно с насосом, должна быть расточена и посажена на вал электродвигателя по посадке, указанной в заводской технической документации.

При отсутствии указаний в заводской технической документации при посадке полумуфты на вал следует руководствоваться данными, приведенными в табл.

Для шпоночных соединений полумуфт следует соблюдать размеры, приведенные в табл. После закрепления фундаментной рамы следует установить насос и выверить его по осям и по уровню. Установить электродвигатель, выдержав расстояние между полумуфтами, указанное в заводском чертеже, прицентровать его к насосу.

Изменение центровки, при необходимости, достигается подкладыванием под лапы насоса или электродвигателя тонких стальных подкладок и сдвигом насоса или электродвигателя при слегка отпущенных болтах в горизонтальной плоскости. Положение насоса и электродвигателя на фундаментных рамах зафиксировать цилиндрическими штифтами. Для насосов, качающих горячие жидкости, установка штифтов должна быть выполнена в соответствии с указаниями завода-изготовителя.

При предварительной сборке насоса и электродвигателя на фундаментной раме вне фундамента, установку его на фундаменте выполнять аналогично насосным агрегатам, поставляемым в сборе на общей фундаментной раме. Монтаж насосов СЭ и 8НДХ5, поставляемых на индивидуальных фундаментных плитах раздельно от электродвигателя, производить в следующем порядке: После проверки центровки прихватить электросваркой подкладки одну к другой и к плите и забетонировать фундаментные плиты.

Проверить соответствие зазоров заводским данным см. Монтаж насосного агрегата МСК следует начинать с установки электродвигателя.

Последний установить в сборе со своей плитой на фундамент на подкладках, выставить его по продольной и поперечной осям, по высоте и уровню с допускаемыми отклонениями, приведенными в п. Затянуть фундаментные болты и произвести подливку основания плиты электродвигателя, не заливая колодцы фундаментных болтов.

После установки электродвигателя раму насоса установить на фундамент, выставить ее по продольной и поперечной осям, по высоте и по уровню с допускаемыми отклонениями, приведенными в п. После затвердевания бетона насос установить на раму и произвести прицентровку насоса к электродвигателю по втулкам зубчатых муфт при помощи приспособления для центровки и подкладок. Для перемещения насоса по раме пользоваться специальными болтами, предусмотренными для этой цели рис.

Проверить соответствие величин зазоров заводским данным рис. Перемещение насоса относительно фундаментной рамы при помощи болтов М Зазоры в насосе типа МСК Вертикальные насосы типа КсВ конденсатные , поставляемые в собранном виде отдельно от электродвигателей.

Монтаж вертикальных конденсатных насосов типа КсВ выполнять в следующей последовательности: Вертикальность установки насоса выверять по уровню, устанавливаемому в двух взаимно перпендикулярных направлениях на фланцах корпуса насоса. Исправление положения насоса производить изменением толщин подкладок под лапами корпуса насоса. Подъем лап производить при помощи установочных болтов;. Перекос и параллельное смещение осей не должно превышать 0,05 мм.

В случае невозможности достижения указанной точности центровки из-за неперпендикулярности торцовых плоскостей фланцев фонаря и насоса к вертикальной оси, следует добиться этой точности: При невозможности выполнения вышеуказанных требований допускается ставить подкладки под нижний фланец фонаря в местах крепления его шпильками к насосу. После выполнения центровки зафиксировать контрольными штифтами фонарь на нижнем фланце.

Вертикальные масляные насосы, поставляемые в сборе с электродвигателем. Масляные вертикальные насосы типов 12КМ, 12КМа, 12КМ и 12КМа устанавливаются на металлических балках или на другом основании в соответствии с проектом.

Перед монтажом необходимо выверить при помощи контрольной линейки и уровня горизонтальность и совмещение в одной плоскости опорных площадок балок. Установить насос опорной плитой кронштейна на опорные площадки балок и выверить его по осям и высотным отметкам.

Вертикальность установки насоса проверить по уровню, устанавливаемому в четырех диаметрально расположенных точках по периферии опорной плиты кронштейна. Исправление положения насоса производить изменением толщин подкладок под опорной плитой кронштейна с одновременной маркировкой опорной плиты кронштейна, подкладок и мест на балках.

Строповку насосов типа КМ для их подъема и перемещения производить за плиту кронштейна рис. Строповка масляных насосов типа 12КМ и 12КМа. Проверить выполненную на заводе центровку роторов по полумуфтам.

При необходимости изменение центровки достигается перемещением электродвигателя по верхнему фланцу фонаря насоса при помощи четырех радиальных винтов, упираемых в нижний фланец электродвигателя.

После выполнения центровки окончательно закрепить кронштейн к опорным балкам, а электродвигатель зафиксировать на фонаре цилиндрическими штифтами. Узел насосной части, поставляемый в собранном виде, разбирать не рекомендуется. Следует убедиться в легкости вращения вала от руки и наличии осевого люфта, который должен быть равен величине, указанной в заводской технической документации.

Следует проверить и убедиться, что опорная поверхность фундаментной опорной рамы, забетонированной в фундамент, установлена строго в горизонтальной плоскости по уровню. Монтаж насоса следует вести снизу вверх в следующей последовательности: После установки каждого следующего узла необходимо убедиться в том, что ротор в собранной части насоса свободно проворачивается от руки без заедания и заклинивания;.

Между опорной стойкой и рамой фундамента должна быть установлена прокладка толщиной 2 мм из паронита или из бензомаслостойкой резины для предупреждения проникновения паров нефтепродуктов из резервуара;. Электродвигатель установить, как бы одевая его на выступающий конец вала электродвигателя, соединенного с промежуточным валом насоса.

Установить шпонку и корончатую гайку, с помощью которой поднять ротор в висячее положение и убедиться в легкости вращения ротора. Окончательно закрепить детали торцового уплотнения и смонтировать циркуляционный и дренажный трубопроводы. Установить осевой зазор между рабочими колесами и корпусами секций.

Для этого следует ослабить корончатую гайку электродвигателя настолько, чтобы одно из рабочих колес опиралось на корпус секции. Затем гайку подтянуть до соприкосновения ее с рабочей поверхностью и нанести на вал риску.

Осевой люфт ротора должен быть равен 10 - 14 мм, из них 5 - 7 мм вверх от рабочего положения и 5 - 7 мм вниз. В соответствии с этим корончатую гайку после подтяжки ротора в верхнее положение следует отвернуть на несколько оборотов, чтобы установить ротор в рабочее положение и зафиксировать винтами. Перед центровкой должна быть произведена контрольная проверка затяжки болтов крепления рамы плиты и контрольная проверка горизонтальности вала насоса.

Центровка должна производиться в два приема: Центровочная скоба устанавливается так, чтобы при вращении одного ротора относительно другого не было задеваний, а измеряемый зазор был бы в пределах 0,3 - 0,5 мм. Необходимо, чтобы скоба была надежно закреплена на полумуфте, имела достаточную жесткость и не пружинила при замерах.

Обе полумуфты совмещать по монтажным меткам и поворачивать одновременно, что исключает влияние биения полумуфт. При замерах торцовых зазоров помимо щупа рекомендуется пользоваться металлической пластинкой. Если данные контрольного замера не совпадают с первоначальными, следует найти причину отклонения и устранить ее. Скоба для центровки роторов по полумуфтам.

Правильность измерения можно проверить, сопоставив суммы результатов, полученных при измерении противоположных сторон муфты; эти суммы должны быть равны между собой. Допускаемое отклонение не более 0,02 мм. При большем отклонении нужно найти и устранить причину неточности и повторить замеры зазоров во всех положениях. При каждом положении полумуфт произвести один замер радиального зазора по скобе и четыре замера торцовых зазоров сверху, снизу, справа и слева между полумуфтами.

Результаты измерений нанести на круговую диаграмму рис. Результирующая замеров зазоров по торцу в каждой из четырех точек окружности получается путем определения средней арифметической величины зазоров по торцу полумуфт в каждом положении роторов сверху, снизу, справа и слева по следующим формулам: Результирующую запись центровки следует привести к нулю, для чего из полученных данных вычитается наименьшее значение, а остатки заносятся в приведенную схему.

Схема записи замеров при центровке. Замеры по торцу и по окружности считаются правильными, если сумма верхних и нижних зазоров равна сумме боковых. Центровка насосного агрегата по полумуфтам считается удовлетворительной, если разность величин замеров не превышает данных, указанных в табл. В таблице не учтены величины технологических расцентровок, которые должны устанавливаться по данным заводов. При диаметре муфты, в отличии от указанного в таблице, допускаемые величины перекоса определить по формуле: Д - фактический диаметр, на котором производится измерение.

В случае неудовлетворительных результатов центровки необходимо переместить электродвигатель в вертикальной и горизонтальной плоскостях. Допускаемые отклонения центровки насосных агрегатов по полумуфтам при диаметре муфты до мм, мм.

Величины перемещения определяются по нижеследующим формулам буквенные обозначения соответствуют обозначениям на рис. Изменение центровки достигается подкладыванием под лапы электродвигателя стальных подкладок и перемещением электродвигателя при слегка отпущенных болтах в горизонтальной плоскости.

Положение насоса и электродвигателя на фундаментной раме плите зафиксировать коническими штифтами. Положение валов насоса и электродвигателя до исправления цетровки. Перед сборкой упругих втулочно-пальцевых муфт убедиться, что полумуфты не имеют трещин и раковин и проверить соосность отверстий в полумуфтах и их диаметры.

Для проверки применять два шаблона: В ведущую полумуфту пальцы должны входить плотно и жестко закрепляться гайками. Между манжетами пальцев и отверстиями в ведомых полумуфтах должен быть зазор 0,5 - 1,5 мм на диаметр. Перед установкой соединительные пальцы с шайбами и гайками должны взвешиваться.

Разность масс пальцев не должна превышать 10 - 15 г. Полумуфты и пальцы должны маркироваться. При установке пальцев манжеты должны касаться поверхности отверстий их рабочей стороной, что проверяется щупом. После окончательной установки соединительных пальцев их гайки должны быть зашплинтованы. При сборке зубчатой муфты обоймы надеть на зубчатые втулки по меткам, фиксирующим их взаимное положение.

Между фланцами обойм следует проложить прокладку из плотной бумаги. Собранные обоймы должны легко перемещаться. Осевые, радиальные и боковые зазоры и смазка зубчатого соединения должны отвечать требованиям заводского чертежа. По окончании установки, выверки и предварительной центровки насосного агрегата прихватить электросваркой подкладки одну к другой и к раме, подлить раствором бетона фундаментные рамы плиты до уровня, указанного в чертежах, и произвести окончательную проверку центровки.

После окончания всех работ по установке и котировке насосного агрегата надеть на муфту предохранительный кожух и прикрепить его к фундаментной плите раме.

Перед монтажом трубопроводы должны быть тщательно очищены от грязи, песка, окалины и т. Всасывающий и нагнетательный трубопроводы должны иметь самостоятельные опоры, исключающие передачу на насос дополнительных усилий от веса трубопровода.

При монтаже фланцы трубопроводов должны располагаться параллельно фланцам насоса, а их отверстия под соединительные болты - совпадать. Непараллельность фланцев при рабочем давлении до 16 атм не должна превышать 0,3 мм и не более 0,1 мм при рабочем давлении свыше 16 атм. Сечения всасывающего трубопровода не должны быть меньше диаметра патрубка насоса. Если диаметр трубопровода больше диаметра патрубка насоса, то между ними следует установить переходной конический патрубок с углом конусности не более Подсоединение всасывающего и нагнетательного трубопроводов к насосу производить после крепления насоса к фундаментной раме.

Подгонку трубопровода к насосу выполнить за счет монтажного стыка, который следует заварить после присоединения фланцев. Заварку монтажного стыка выполнять небольшими участками с диаметрально противоположных сторон трубы во избежание образования внутренних напряжений. В конце монтажа очистить рабочие поверхности фланцев. Должна быть обеспечена надежная плотность фланцевого соединения. Монтаж вспомогательных трубопроводов для охлаждения корпусов подшипников, для охлаждения корпуса сальника и др.

На пусконаладочный период следует установить во всасывающих трубопроводах перед насосом предохранительную коническую сетку во избежание попадания в насос посторонних предметов.

Сечение отверстий в сетке должно быть примерно в три раза больше сечения подводящих труб. Установить манометры до и после сетки для измерения разности давления. Увеличение разности давления до и после сетки показывает на степень засоренности и требует чистки.

Окончательное удаление сетки разрешается после прекращения ее засорения, что определяется по прекращению падения давления на всасывании, а также при контрольном вскрытии.

Если на всасывающей линии насоса-дозатора извести установлена песколовушка, сетка не нужна. До пуска насосного агрегата должны быть закончены: Площадь вокруг насосного агрегата должна быть очищена от мусора, неиспользованных строительных материалов и неустановленного оборудования. Произвести тщательный осмотр насосного агрегата, проверить исправность запорной арматуры закрывание и открывание и краников для манометров. При разъединенных полумуфтах проверить правильность вращения электродвигателя кратковременным включением.

Произвести обкатку электродвигателя и подготовить его к песку в соответствии с инструкцией завода. Подшипники и зубчатые муфты заполнить смазкой жидкой или консистентной в соответствии с указаниями заводской технической документации. Масло следует заливать через марлю или мелкую металлическую сетку. Проверить от руки вращение ротора насоса, при этом ротор должен проворачиваться свободно без заеданий.

При тугом вращении ротора необходимо слегка отпустить нажатие сальниковой набивки. Окончательная регулировка зажатия сальниковой набивки должна производиться только на работающем насосе. При подготовке к пуску насосов с торцовым уплотнением следует также руководствоваться инструкцией по эксплуатации торцового уплотнения. Торцовое уплотнение не должно работать всухую даже в течение нескольких секунд.

Осмотреть сальники, которые должны быть набиты плотно, но не туго. Сальник надо затягивать с таким расчетом, чтобы перекачиваемая жидкость могла просачиваться наружу незначительно. Перед пуском насосных агрегатов проверить давление воды в системах вспомогательных трубопроводов подачи воды на уплотнение сальников, на охлаждение подшипников, а также на масло- и воздухоохладители.

При подготовке к пуску насосов-дозаторов следует проверить: При необходимости произвести замену манжет и деталей уплотнительного устройства согласно чертежу, используя комплект запасных частей, поставляемых с насосом.

Пользоваться следует указаниями завода-изготовителя;. В насосах типа МС следует проверить установку ротора по риске, нанесенной на гайку со стороны муфты. Проверку положения риски производить при роторе, сдвинутом до упора в сторону всасывания.

На всех насосах для безопасности обслуживающего персонала соединительная муфта должна быть защищена кожухом. Работа без кожуха запрещается. При подготовке к пуску, при пуске и опробовании руководствоваться эксплуатационной инструкцией, имеющейся на пусковом объекте. Опробование насоса считается законченным при достижении нормальной и устойчивой работы насосного агрегата в течение 2 ч. Во время опробования насосных агрегатов перекачиваемая жидкость должна подаваться на слив в приемный резервуар емкость , либо на сброс в колодец , согласно разрабатываемой в каждом отдельном случае схеме.

Насосные агрегаты, прошедшие опробование, должны подвергаться индивидуальному испытанию под рабочей нагрузкой при нормальной и непрерывной нагрузке в течение 4 ч. Продолжительность испытания особо сложных и ответственных насосных агрегатов может быть увеличена при наличии специальных указаний заводов-изготовителей. Испытание насосных агрегатов под рабочей нагрузкой может совмещаться с комплексным опробованием оборудования объекта.

Насосы, работающие в одной установке с основным оборудованием, должны проходить комплексное опробование совместно с основным оборудованием в течение 72 ч. Напор, производительность и потребляемая мощность насосных агрегатов в процессе испытания под рабочей нагрузкой должны соответствовать данным заводского паспорта, при одновременном соблюдении следующих требований: Разборку и сборку насосов следует проводить в следующих случаях: Разборку насоса проводить лишь в объеме, необходимом для ревизии дефектного узла.

В данном разделе даются указания по полной разборке и сборке насосов. При разборке насоса очистить его детали, проверить их состояние и наличие заводской маркировки.

При отсутствии заводской маркировки нанести ее цифрами на нерабочие поверхности деталей. Перед разборкой деталей проверить наличие заводских меток, их взаимное расположение, а также проверить наличие меток, определяющих места расположения одинаковых по размерам деталей и стороны симметричных деталей у насосов типа МСК Менять детали местами категорически запрещается.

Если на горизонтальном разъеме корпуса насоса установлена прокладка, то при разборке необходимо замерить ее толщину, чтобы при сборке установить прокладку той же толщины. При отсутствии прокладки разъем следует уплотнить мастикой, указываемой заводом-изготовителем. Электродвигатель отсоединить от насоса разъединением полумуфт. Снять с насоса все контрольно-измерительные приборы, слить остатки воды и масла.

Открывшиеся отверстия закрыть заглушками и пробками. К работам по разборке насоса, находящегося в эксплуатации, разрешается приступать лишь после получения наряда-допуска, выдаваемого начальником цеха электростанции. Уплотняющие кольца из резины, прокладки из алюминия, паронита и картона, бывшие в употреблении, вновь не используются. При разборке и сборке узлов и деталей необходимо тщательно следить за состоянием посадочных мест и уплотняющих силков, проверить состояние полумуфт и рабочих колес на отсутствие трещин.

Если на поверхностях рабочих колес имеются наплывы и другие инородные тела, они должны быть удалены. Проверить состояние подшипников качения, целость отдельных его деталей и их состояние. На рабочей поверхности тел качения, обойм и сепараторов не должно быть следов коррозии, забоин и рисок. При замене деталей запчастями необходимо убедиться в соответствии размеров заменяемой и новой детали по посадочным поверхностям и другим местам сопряжений.

При выполнении сборочных операций с деталями из нержавеющей стали не допускать заеданий деталей по посадочным поверхностям. Разборку насосов начинать со снятия полумуфт и разборки сальников. Для снятия полумуфт, втулок зубчатых муфт, гидравлической пяты, подшипников качения, рубашек, пользоваться приспособлениями, которыми комплектуется насосный агрегат, а также имеющимися в инструментальной.

Если на валу надеты полумуфты с обеих сторон ротора, необходимо снять обе полумуфты. В настоящем разделе даются указания по разборке насосов. Сборку насосов выполнять в порядке обратном разборке. Перед сборкой все детали тщательно промыть, удалить всевозможные осадки и ржавчину, очистить, протереть чистой салфеткой и обдуть воздухом. Подшипниковые камеры промыть и заполнить свежей смазкой. Дефектные детали отремонтировать, либо заменить новыми, проверив соответствие заменяемой детали чертежу и месту установки.

Для предотвращения заеданий, детали насоса резьбы, боковые поверхности шпонок, шпоночные пазы, детали надеваемые на вал, торцы резьбовых деталей смазать тонким слоем антифрикционной смазки дисульфидмолибдена или другой, по указанию заводской техдокументации. При сборке следить, чтобы были установлены все шпонки, которые были сняты при разборке. По окончании сборки, там, где это предусмотрено конструкцией, должны быть поставлены штифты и стопорные шайбы.

Ротор должен легко проворачиваться от руки. При набивке сальников обращать особое внимание на расположение кольца сальника для гидрозатвора, который должен быть смещен в сторону крышки сальника на половину подводящего отверстия. В насосах марки 8НДХ5 после проведения очистки трубопроводов от ржавчины, сварочного грата, грязи, попавших в период их монтажа, следует снять с вала насоса торцовое уплотнение, установленное на заводе как временное на период транспортирования и монтажа , и установить другое торцовое уплотнение, поставляемое заводом совместно с насосом.

Указание по разборке и сборке торцового уплотнения приведено в прил. Разборка деталей насосов путем забивания между ними зубила не допускается. Перед посадкой полумуфт и рабочих колес следует проверить состояние посадочных мест.

После нагрева полумуфты отверстие в ступице проверить специально подготовленным штихмасом, длина которого должна быть больше диаметра вала на 0,1 - 0,2 мм. Перед посадкой подшипников качения с них должна быть снята консервационная смазка, которая смывается горячим минеральным маслом или уайт-спиритом. Применение керосина для этой цели не рекомендуется. Посадка подшипников должна выполняться в соответствии с требованиями ГОСТа. Во всех случаях снятия и посадки подшипников усилие должно быть приложено только к внутренней обойме подшипника.

При разборке и сборке роторов обязательной проверке подлежат радиальные биения шеек вала, места расположения уплотнений и муфт. Перед проверкой радиального биения детали шейки ротора должны быть смазаны рабочим маслом, ротор должен быть повернут на 2 - 3 оборота.

Все повороты ротора должны производиться в направлении его рабочего вращения. Проверку радиального биения деталей роторов выполнять с помощью индикатора часового типа.

Проверку радиального биения следует выполнять на токарном станке или на ножах. Допустимые биения ротора насоса в местах расположения шеек должны быть не более 0,02; сальниковых втулок - 0,04; рабочих колес - 0,08 мм. При сборке, до затяжки гаек на концах роторов, следует проверять зазоры между торцами рабочих колес и втулок, насаживаемых на вал.

Наличие одностороннего зазора не допускается, так как при затяжке концевых гаек вал будет погнут. После сборки следует вторично проверить радиальное биение шеек ротора. Разборку насосов с горизонтальным разъемом корпуса типа Кс рис. В насосах с подшипниками скольжения СЭ и др. Разборку ротора насоса типа Кс и др. Аналогичные операции выполнить с другой стороны ротора. При разборке насоса с одним рабочим колесом двустороннего всасывания Д, НДн, НДс, СЭ разборку ротора для снятия рабочего колеса производить только в одну сторону.

Если на заводе риски не нанесены, то следует их нанести заподлицо с торцовой плоскостью крышки со стороны полумуфты. Для замера полного разбега ротора удалить разгрузочную пяту, надеть на вал разгрузочный диск и зажать его втулкой. Сместить ротор до отказа в сторону электродвигателя, а затем в сторону напорного патрубка.

При этом на валу насоса по торцовой крышке подшипника нанести риски, соответствующие полному разбегу ротора. Разборку насосов типов Кс и МС начинать со стороны нагнетания. При разборке обратить внимание на расположение и нумерацию колес и при сборке обязательно установить их на прежнее место. Порядок разборки насосов типа МС рис. При необходимости вынуть втулку разгрузки 9;. В таком порядке разбирать все секции. Свободный конец вала поддерживать подставкой в таком положении, чтобы вал расположился по оси крышки всасывания;.

Порядок разборки насосов типа Кс рис. Разница заключается лишь в том, что сторона нагнетания у насосов Кс расположена со стороны полумуфты, поэтому для разборки установленного насоса обязательно следует снять электродвигатель.

Если при сборке насоса были заменены какие-либо детали, то для правильной установки ротора по отношению к корпусу сборку надо выполнять следующим образом: В собранном насосе, при сдвинутом в сторону всасывания роторе, риска на гайке должна занимать прежнее положение.

Порядок разборки насосов типа МСК рис. Снять при помощи крана крышку нагнетания 4 см. Продольный разрез насоса типа 4МСх5. Продольный разрез насоса типа МСК Порядок разборки насоса типа 5Н5Х8 рис. При варианте с торцовыми уплотнениями, разобрать и снять торцовые уплотнения;. При необходимости произвести разборку ротора насоса типа 5Н5Х8 полностью или одной половины.

Порядок разборки половины ротора следующий: Вторая половина ротора разбирается аналогично. Втулка промежуточная имеет правую резьбу, гильза укороченная - левую. Продольный разрез центробежного насоса типа 5Н5Х8. Разборку насосов типа КМ рис.

Общий вид насоса типа КМ. При сборке насоса типа КМ проверить индикатором биение пояска уплотнения рабочего колеса; биение должно быть не более 0,12 мм.

Разборку насосов типа К рис. Разбор химических насосов типа НК выполнять аналогично разборке насосов типа К. При необходимости замены вала или подшипников насоса типа X дополнительно выполнять следующие работы рис. Общий вид насоса типа К. Общий вид насоса типа X.

Разборку насосов типа ПС рис. Если в конструкции насоса предусмотрен вырез в кронштейне вариант исполнения без корпуса сальника , то подвод повернуть так, чтобы его входной патрубок принял вертикальное положение, после чего вынуть подвод из заточки кронштейна корпуса. Если в конструкции предусмотрен корпус сальника и кронштейн корпуса насоса не имеет выреза, то для снятия подвода необходимо: Если разборка насоса производится при установленном электродвигателе, то необходимо разъединить полумуфты, вынуть пружинные кольца и пальцы, сместить стакан вместе с валом в сторону рабочей полости, после чего поднять его и вывести из отверстия подвода наклонно вверх в направлении электродвигателя.

Продольный разрез насоса типа ПС. При необходимости замены вала или подшипников, дополнительно выполнить следующие работы: Разборку насоса типа КВН рис. При необходимости замены вала или подшипников дополнительно выполнить следующие работы: Для снятия правого подшипника необходимо предварительно снять пружинное упорное кольцо Продольный разрез насоса типа 12ГРТ2.

Общий вид насоса типа КВН. Разборка вертикальных артезианских насосов типов 20НАХ3 рис. Направление нарезки соединения отдельных звеньев вала противоположно направлению его вращения во избежание развинчивания;. Все последующие ступени и приемный патрубок 2 следует разбирать аналогично. При необходимости снять из корпусов секций и приемного патрубка уплотнительные кольца 12 и втулки подшипников 13, предварительно отвинтив стопорные винты.

При сборке насоса, после сборки каждой секции рабочее колесо и корпус секции необходимо проверить легкость вращения вала насоса от руки и наличие осевого люфта, указанного в заводской технической документации. Для полной разборки вертикальных конденсатных насосов типа КсВ рис. При частичной разборке разборка опорно-упорного подшипника, сальника внутренний корпус вынимать не требуется.

Для выемки внутреннего корпуса стропить его за рымы 14, завернутые в напорную крышку Продольный разрез насоса типа КсВ. Разборку и сборку насосов типа КсВ выполнять в вертикальном положении опорно-упорным подшипником внизу, обеспечив устойчивое положение насоса. Разборку начинать со стороны всасывания в следующей последовательности: Снять корпус сальника и вынуть вал с барабаном 11 из напорной крышки. При сборке внутреннего корпуса предварительно смонтировать на напорной крышке корпус сальника с его деталями, корпус подшипника, вставить вал с барабаном, установить шарикоподшипники, полумуфту и все стянуть гайкой Установить колесо последней ступени, сдвинуть ее до упора и проверить совпадение середины оси канала рабочего колеса с серединой оси канала направляющего аппарата.

Собранные узлы насоса поставить в вертикальное положение опорно-упорным подшипником вниз и продолжать сборку. При установке последующих ступеней обязательно контролировать совпадение середины канала рабочего колеса с серединой канала направляющего аппарата. После установки каждой ступени контролировать величины зазоров в уплотнениях рабочих колес и легкость вращения ротора насоса. Величины зазоров занести в формуляр. При установке секций следить за совпадением оси разгрузочной трубы с осью отверстия смежной секции.

При центровке ротора относительно внутреннего корпуса при помощи установочных винтов Б и С установить радиальные зазоры в уплотнениях одинаковые по всей окружности. После центровки зафиксировать положение подшипников штифтами Г и Д. Разборку вертикальных масляных насосов типов 12КМ и 12КМ рис.

Продольный разрез насоса типа 12КМ Перед сборкой насосов типов 12КМ и 12КМ проверить биение вала, которое не должно превышать 0,02 мм на подшипниковых шейках, на местах посадки рабочего колеса и полумуфты. При сборке опорно-упорного подшипника зажать наружную обойму подшипника, подбирая толщину прокладки по указанию заводского чертежа.

Разборку насосов типа ЦВ рис. Без надобности уплотняющее кольцо 24 и винт 25 не снимать. Разборку насосов типа АСВН рис. Продольный разрез насоса типа СВН При сборке насоса типа АСВН необходимо обратить внимание на следующее: Разбирать насос типа АСВН в течение гарантийного срока службы без согласия завода-изготовителя запрещается.

С помощью приспособления вынуть проставок 7 и уплотнительное кольцо. Завернуть штопор в шпиндель 8, вынуть всасывающие клапаны 9 - Вынуть крючком уплотнительное кольцо 12;.

Вынуть корпус клапана 16 с деталями 17 - Вывернуть из корпуса 16 направляющую 20, клапан 21 и тарелки 17 - 18 с пружиной 19;. Поворотом коленчатого вала вывести ползун в крайнее переднее положение. Отвернуть болты 25, предварительно расшплинтовав их, и сдвинуть по плунжеру шайбу Вывернуть гайку 27 и сдвинуть ее по плунжеру. Вынуть сухари 28, вынуть плунжер через гидроблок, предварительно сняв крышку 29 с проставком Для разборки сальника отвернуть гайку Поворачивая коленчатый вал, подвести шатуны 33 к люку, расшплинтовать и отвернуть болты 34, снять крышки Вытащить шатуны с ползунами 36, отсоединить шатун от ползуна, выбив штифт 37 и палец Разборку шестеренчатого насоса, вытаскивание коленчатого вала 39, снятие подшипников и выпрессовку направляющих 40 проводить только в случаях крайней необходимости.

При сборке насоса обратить внимание на чистоту корпуса насоса, гидроблока, деталей маслосистемы и привода. Клапаны перед их установкой должны быть притерты к седлам. Там, где это предусмотрено конструкцией, должны быть установлены штифты, шплинты и стопорные шайбы.

После сборки обкатать насос в течение 4 ч с постепенным повышением давления нагнетания до рабочего, согласно паспортным данным. Кс - конденсатный насос горизонтального исполнения. КСД - конденсатный насос горизонтального исполнения с двусторонним подводом жидкости к колесу 1 ступени. КсВ - конденсатный насос вертикального исполнения. Цифры после тире - напор, развиваемый насосом, при номинальной подаче, м ст. ЗВХ4 - многоступенчатый с горизонтальным разъемом.

Цифры перед буквенным обозначением - диаметр напорного патрубка, мм, уменьшенный в 25 раз. Первая цифра - диаметр входного патрубка, мм, уменьшенный в 25 раз. Цифра после тире - коэффициент быстроходности, округленный и уменьшенный в 10 раз. Цифра перед буквами 6, 4 - диаметр входного патрубка, мм, уменьшенный в 25 раз округленно. Цифры после тире - коэффициент быстроходности, уменьшенный в 10 раз округленно.

X - химический, консольный на отдельной плите. Буква после коэффициента быстроходности - условное обозначение материалов, применяемых для изготовления деталей проточной части, а именно: Торцовые уплотнения предназначены для герметизации валов насосов, перекачивающих нефтепродукты, воду и различные химически активные жидкости. Принцип работы одинарных торцовых уплотнений заключается в том, что две втулки, одна из которых связана с корпусом насоса, а другая вращается вместе с валом, прижимаются своими притертыми торцовыми поверхностями одна к другой, герметизируя вал на выходе его из корпуса насоса.

Двойное торцовое уплотнение состоит из двух пар трения, расположенных противоположно и образующих камеру уплотнения, через которую циркулирует затворная жидкость. Последняя охлаждает и смазывает пары трения и является гидравлическим затвором.

Уплотнения для нефтенасосов выпускаются следующих типов: ОП - одинарное с проточной циркуляцией перекачиваемой насосом жидкости;. Визуальный осмотр гибких виброгасящих компенсаторов рукавов на предмет обнаружения негерметичности по гибкой части в местах соединений с насосом и вспомогательными трубопроводами; проверка целостности металлической оплетки; подтяжка элементов соединений; контроль отсутствия касания гибкой части компенсаторов к корпусу насоса и, при необходимости, установка держателей.

Демонтаж и замена гибких виброгасящих компенсаторов на новые, регулировка их пространственного положения. Согласно документации на компенсаторы, но не реже 1 раза в 8 лет.

Контроль технического состояния реактивных опор патрубков насоса, в том числе крепления металлической ленты, амортизаторов, элементов крепления амортизаторов к плите и раме. В случае обнаружения перекосов расположения амортизаторов или трещин надрывов в упругих элементах демонтаж старых и монтаж новых амортизаторов.

Контроль равномерности прилегания к плите всех амортизаторов, при необходимости регулировка их положения по высоте. Методика и технология дефектоскопии валов магистральных и подпорных насосов должна соответствовать РД ТН [ 9 ].

Внеочередной дефектоскопический контроль проводится, если при визуальном контроле или по результатам вибродиагностики выявлены признаки наличия трещины.

При выявлении признаков наличия трещины вал подвергается дефектоскопическому контролю с применением ультразвукового, вихретокового, магнитопорошкового, капиллярного методов согласно технологии, представленной в РД ТН [ 9 ]. Валы вспомогательных насосов с трещинами эксплуатировать запрещается.

Все детали и узлы, поставляемые для ремонта, подвергаются входному контролю, в ходе которого осуществляется: Контроль посадочных размеров, сопоставление их с паспортными и посадочными размерами элементов насоса;. Нормальный развод шайбы равен двойной ее толщине, допустимый - полуторной. При укладке ротора в корпус насоса рабочее колесо должно занимать симметричное положение относительно спирали корпуса. Такое положение рабочего колеса достигается подгонкой толщины регулировочного кольца.

Несовпадение осей рабочего колеса и отвода не должно превышать величины, указанной в документации на конкретный тип насоса. Отклонение контролируется в плоскости разъема. Положение ротора в радиальном направлении контролируется по замерам зазоров в щелевых уплотнениях рабочего колеса, зазоров между валом и втулками. Окончательные величины радиальных зазоров должны сравниваться с паспортными и записываться в протоколе наладки насоса приложение Н.

Перед установкой крышки насоса проверяется легкость проворачивания ротора от руки, вращение должно быть свободным, без заеданий.

Все прокладки должны быть без надрывов и трещин. Использование паронитовых прокладок и резиновых уплотнительных колец, бывших в употреблении, запрещается. При сборке секционного насоса проверяется осевой зазор между ротором и статором при установке каждого рабочего колеса. Осевой разбег ротора после сборки насоса должен соответствовать величине, указанной в документации на насос, а при отсутствии этого требования должен быть не менее 6 мм. При сборке насоса осуществляется контроль плавности вращения радиально-упорного подшипника скольжения.

У подшипников скольжения контролируется прилегание по валу, зазоры, натяг по крышке. При необходимости вкладыши подлежат шабровке. Проверяются верхние и боковые зазоры между шейкой вала и вкладышем.

Боковые зазоры контролируются на расстоянии мм от плоскости разъема вкладышей. Контролируется установка ротора в корпус насоса в осевом и радиальном направлении. После установки крышки насоса и равномерного поочередного затягивания диаметрально противоположных гаек в приема проверяется плавность вращения ротора от руки и замеряется биение по полумуфте.

После окончания сборки насоса производится проверка герметичности маслосистемы насоса и опрессовка внутренней полости насоса с технологическими нефтепроводами от входной задвижки насоса до выходной давлением 1,25 Р раб , где Р раб - максимально разрешенное рабочее давление в коллекторе насосных агрегатов.

Во время обкатки контролируется температура подшипников, температура и давление масла, вибрация. Если по завершению обкатки рост любого из перечисленных параметров не прекратился в пределах допустимых значений , то насос не может быть принят в эксплуатацию после ремонта. Вспомогательные насосы после ремонта подлежат обкатке в течение времени, указанного в паспорте насоса или руководстве по эксплуатации завода-изготовителя.

При отсутствии таких указаний обкатка проводится в течение одного часа. Во время обкатки контролируется стабильность давления на выходе насоса и его соответствие технологической карте. При обкатке проверяется отсутствие явлений, свидетельствующих о недостатках ремонта или монтажа недостаточный напор, повышенный шум, вибрация, нагрев.

После обкатки и сравнительного анализа вибрации, замеренной до и после ремонта, выносится заключение о допуске насоса к эксплуатации.

Порядок контроля вибрации вспомогательных насосов изложен в разделе Полученные характеристики являются базовыми и служат основой для оценки технического состояния насосного агрегата при дальнейшей его эксплуатации. Базовые характеристики определяются на установившихся рабочих режимах нефтепровода в соответствии РД [ 10 ]. Для магистральных и подпорных насосов назначаются следующие уставки по максимальной температуре подшипников: Для вспомогательных насосов температура подшипников замеряется в случае появления признаков нагрева.

Допустимое значение температуры подшипников вспомогательных насосов приводится в паспорте руководстве по эксплуатации завода-изготовителя. Отбор давления производится перед подшипниками насосного агрегата в конце масляной магистрали.

Давление масла перед подшипниками насосного агрегата должно быть в пределах величины, указанной в инструкции завода-изготовителя насосного агрегата. При снижении давления масла определяется причина неисправности и принимается решение о необходимости промывки или замены фильтра, регулировки перепускного клапана насоса или перепускного вентиля маслосистемы, осмотра системы на наличие утечек, проверки исправности маслонасосов см.

При росте величины вибрации выполняется неплановый вибродиагностический контроль с учетом режима работы насоса подачи и давления на входе. Контролируемая величина осевого смещения ротора и установка датчиков для его измерения должна соответствовать документации на конкретный тип насоса. При исправности указанных элементов промываются трубопроводы слива утечек, проверяется настройка системы автоматики на срабатывание аппаратуры по величине утечек.

Максимальная допустимая величина утечек не должна превышать паспортное значение и указывается в карте уставок защиты насосного агрегата.

Номинальная величина силы тока приведена в паспорте насоса руководстве по эксплуатации завода-изготовителя. До демонтажа указанных насосов и передачи их в ремонт необходимо проконтролировать состояние скважины, заборной части агрегатов, герметичность трубопроводной обвязки. Если контроль выполнен перед ремонтом, то акт предоставляется вместе с другими документами исполнителю ремонта.

По результатам планового диагностического контроля, выполненного в межремонтный период согласно срокам таблицы 6. Определение напора и КПД насосного агрегата, в соответствии с РД [ 10 ] , производится после монтажа нового насоса, среднего и капитального ремонтов. При этом выявляются следующие дефекты: Также проверяется герметичность обратного затвора в обвязке насоса. Изменение характеристик насосного агрегата вызываются причинами, указанными в таблице 6. Грубая, некачественно обработанная поверхность межлопаточных каналов рабочего колеса и увеличенная шероховатость проточной части корпуса насоса.

Колесо установлено несимметрично относительно оси улитки спирального отвода насоса. Чрезмерные перетоки через уплотнения рабочего колеса вследствие большого зазора в щелевом уплотнении. Неравномерный по окружности зазор в щелевом уплотнении рабочего колеса. Напорная характеристика более пологая, величина максимального КПД смещена в сторону больших подач. Напорная характеристика более крутая, величина максимального КПД смещена в сторону меньших подач.

По результатам обследования насос подлежит доводке с последующим повторным определением указанных характеристик и сравнением их с паспортными. Полученные значения напора и КПД используются как базовые при дальнейшей оценке технического состояния насоса. Величина возможного снижения КПД относительно базового значения может уточняться для конкретного типоразмера насоса на основании экономической оценки, выполненной при сравнении стоимости ремонта, при котором обеспечивается восстановление первоначального КПД, и затрат, вызванных перерасходом электроэнергии из-за снижения КПД насоса.

Измеряемые параметры и средства измерения: Давление замеряется штатными первичными преобразователями давления АСУ ТП или манометрами МТИ класса точности не более 1,0, дифференциальными датчиками давления;. Для грубой оценки допускается определять мощность по счетчику потребляемой электроэнергии или вольтметру, амперметру и cos j ;. Измерения параметров проводятся только при стационарном установившемся режиме перекачки и отсутствии перетока нефти через обратный клапан.

Контроль стационарности режима осуществляется по подаче при возможности непосредственного измерения или по давлению на входе и выходе НА. Из расчетов должны быть исключены значения текущих параметров, измеренные: Оценку текущих эксплуатационных параметров напора, КПД необходимо выполнять по среднеарифметическому значению не менее 3-х замеров. Для построения любой характеристики необходимо обработать не менее 5-ти точек режимов , чтобы полностью охватить интервал работы данного насосного агрегата.

Оценка текущих параметров и построение характеристик насосных агрегатов выполняется по РД [ 10 ]. Полученная величина допускаемого кавитационного запаса используется при определении уставок по минимальному давлению на входе в насос, согласно приложению Ц.

При невыполнении любого из этих условий арматура и обратные затворы считаются неработоспособными и выводятся из эксплуатации. Запрещается эксплуатация арматуры в промежуточном между полностью открытым и закрытым положении запорного органа, кроме периода его закрытия и открытия.

При аварийных ситуациях на НПС клиновые и шиберные задвижки могут эксплуатироваться непродолжительное время в режиме дросселирования в промежуточном положении запорного органа, при условии не превышения максимально допустимого перепада давления на запорном органе.

Учет и регистрация вышеуказанных данных по арматуре, установленной на линейной части МН, возлагается на службу ЛЭС. Средний ремонт клиновых задвижек и обратных затворов проводится без демонтажа с трубопровода. Средний ремонт шиберных задвижек не проводится. Капитальный ремонт арматуры и обратных затворов проводится с демонтажем в условиях специализированного ремонтного предприятия. Сроки выполнения технического обслуживания и ремонта должны определяться с учетом плановых остановок НПС и линейной части МН.

Визуальная проверка герметичности арматуры по отношению к внешней среде, в том числе состояния и плотности материалов и сварных швов, герметичности фланцевых соединений и сальниковых уплотнений. Контроль наличия смазки и ее пополнение в редукторе электропривода с учетом требований заводов-изготовителей. Проверка работоспособности путем полного открытия-закрытия затвора арматуры в местном и дистанционном режимах управления.

В случае невозможности выполнения полного цикла, допускается проведение контроля исправности арматуры частичным закрытием открытием запорного органа. Проверка плавности перемещения всех подвижных частей арматуры и прямолинейности выдвижной части шпинделя.

Удаление воды из подшиберного пространства через дренажный трубопровод шиберной задвижки, слив конденсата из защитной стойки шпинделя. Проверка и подтяжка контактных соединений электропривода, восстановление изоляции выходных концов проводов, проверка состояния взрывозащиты электродвигателя, надежности крепления крыльчатки вентилятора электродвигателя. Проверка состояния подшипникового узла шпинделя, определение степени износа резьбовой втулки шпинделя в случае чрезмерного износа - ее замена.

Устранение следов коррозии и задиров шпинделя штока. Уплотнительная поверхность шпинделя должна быть зеркально гладкой. Вмятины и риски глубиной не более 0,15 мм устраняются притиркой шлифовальными порошками и пастой ГОИ с применением притирочных приспособлений.

Обтяжка болтов и гаек осуществляется равномерно в два приема крест-накрест динамометрическими гайковертами. При обнаружении течи во фланцевом соединении проводится дополнительная равномерная обтяжка. Если обтяжка фланцев не дает положительных результатов и утечка продолжается, проводится разборка арматуры и замена прокладки согласно инструкции по эксплуатации.

Обтяжку фланцевых соединений следует проводить с периодичностью согласно требованиям, изложенным в документации на конкретный.

При отсутствии данного требования обтяжка фланцевых соединений проводится:. Перед обтяжкой фланцевого соединения корпуса и крышки клиновой задвижки необходимо приоткрывать клин во избежание повреждения резьбовой втулки. Обтяжка фланцевых соединений арматуры должна проводиться на отключенном участке трубопровода. Замена уплотнения сальникового узла шпинделя на основе асбеста на уплотнения из терморасширенного графита. Замена прокладки между корпусом и крышкой замененная прокладка должна быть из терморасширенного графита.

Замена прокладки фланцевых соединений патрубков арматуры на основе асбеста на прокладки из терморасширенного графита у задвижек DN мм. Замена электропривода для капитального ремонта на специализированном предприятии после 15 лет эксплуатации. Снятие крышки, разборка, проверка технического состояния всех деталей и, при необходимости, их ремонт или замена.

Зачистка и промывка посадочного паза затвора клиновых задвижек от механических примесей. Проверка состояния уплотнительных поверхностей корпуса и затвора, их очистка и шлифовка.

Визуальная проверка герметичности относительно внешней среды, в том числе демпфирующих устройств, фланцевого соединения корпус-крышка , в случае необходимости, его обтяжка. Проверка состояния уплотнительных поверхностей корпуса и крышки, корпуса и захлопки их очистка и шлифовка. Проверка работоспособности шарового крана путем полного открытия-закрытия шара, контроль плавности перемещения и отсутствия заедания подвижных элементов.

Ввод уплотняющей пасты по штоку и, при негерметичности, замена верхнего уплотнения штока. Периодичность проведения контроля герметичности затвора арматуры и обратных затворов приведена в таблице 7. Арматура основных и резервных подводных переходов многониточных нефтепроводов. Арматура линейной части магистральных нефтепроводов, включая ответвления и лупинги. Для контроля герметичности затвора создается перепад давления равный 0,,2 МПа при избыточном давлении не менее 0,4 МПа.

Герметичность затвора арматуры определяется по изменению давления на отсеченных участках нефтепровода и по фиксированию шума протечек нефти через затвор. Изменение давления на отсеченном участке нефтепровода контролируется по показаниям манометров не ниже первого класса точности с ценой деления не более 0,05 МПа не менее 30 мин. Регистрация шума осуществляется акустическими приборами течеискателями, шумомерами.

Изменение давления за 30 мин на 0,1 МПа и более , фиксирование шума протечек нефти через затвор свидетельствуют о негерметичности затвора проверяемой запорной арматуры.

Результаты контроля герметичности затвора арматуры оформляются актом установленной формы, заносятся в формуляр. Диагностический контроль задвижек, обратных затворов и шаровых кранов осуществляется акустико-эмиссионным или магнитометрическим, ультразвуковым, капиллярным магнитопорошковым методами. При этом проводится измерение толщины стенок. Контрольные точки подлежат маркировке краской с целью толщинометрии в этих же точках при последующих диагностировании и ремонтах.

Результаты измерения заносятся в паспорт формуляр. Давление создается на участке между закрытыми задвижками на приеме и нагнетании насоса. После среднего ремонта клиновые задвижки кроме установленных на приеме и нагнетании магистральных и подпорных насосов и обратные затворы подвергаются испытаниям на герметичность по отношению к внешней среде давлением нефти 1,1Р раб в течение не менее 30 мин.

После проведения гидравлических испытаний задвижек давление сбрасывается до атмосферного и дополнительно проводится испытание на герметичность сальникового уплотнения в течение 5 мин, подачей воздуха с избыточным давлением 0,,3 МПа под крышку.

Узлы подключения задвижек на входе и выходе НПС, задействованные в системе общестанционных защит на закрытие. Нагнетательные и всасывающие линии магистральных насосов агрегатные задвижки. Линейная часть магистральных нефтепроводов, включая ответвления и лупинги.

Протечки пропуск среды в затворе арматуры и обратном затворе по результатам испытаний на герметичность должны быть не более величин, указанных в таблицах 7. Значения протечек соответствуют случаю истечения в атмосферу. Капитальный ремонт задвижек DN мм не проводится. Объем капитального ремонта в условиях специализированного предприятия определяется на основании составленной дефектной ведомости.

Техническое освидетельствование арматуры проводится, если арматура: Техническое освидетельствование проводится ремонтным предприятием после проведения капитального ремонта, а также специализированной организацией непосредственно на нефтепроводе при плановых остановках, если арматура находится в эксплуатации. Срок очередного технического освидетельствования арматуры, прошедшей капитальный ремонт производится не более чем через 10 лет ее эксплуатации.

Трудоемкость капитального ремонта определяется на специализированном предприятии согласно технологическим картам на ремонт оборудования. Нормы технологического резерва на 10 единиц однотипного оборудования.

Технологические и вспомогательные нефтепроводы и входящие в их состав технические устройства блок регуляторов давления, система сглаживания волн давления, фильтры-грязеуловители, предохранительные клапаны, система сбора и откачки утечек, запорная арматура предназначены для внутриплощадочных операций с поступающей, хранящейся и откачиваемой нефтью.

К вспомогательным нефтепроводам относятся нефтепроводы дренажа и утечек от насосных агрегатов, дренажа фильтров-грязеуловителей, регуляторов давления, сброса давления от предохранительных клапанов, обвязки емкостей сброса и гашения ударной волны, откачки из емкостей сбора утечек, сливо-наливных эстакад; опорожнения стендеров морских терминалов.

Зоной ответственности ЛЭС являются технологические и вспомогательные нефтепроводы НПС до сварных стыков с патрубками оборудования или фланцами со стороны нефтепровода и сами сварные швы. Объем и периодичность указанных работ представлены в таблицах 8.

Контроль герметичности трубопроводов по отношению к внешней среде оператором по приборам измерения давления, установленным в операторной и на отдельных участках технологических нефтепроводов НПС.

Выявление дефектов и потери герметичности не обнаруживаемые приборами в операторной. Проверка отсутствия протечек, "потения" металла в сварных швах и соединительных элементах нефтепроводов и оборудования, посторонних нехарактерных звуков, а также появления возможной деформации нефтепроводов, соединительных деталей, корпусных элементов оборудования, контроль сохранности защитного покрытия нефтепроводов, проверка целостности конструкций и элементов опор, подвесок, фундаментов надземных участков нефтепроводов.

Контроль подземных участков нефтепроводов НПС осуществляется их обходом вдоль трассы нефтепровода с целью проверки отсутствия признаков истечения нефти из нефтепровода появление нефти или его следов на поверхности грунта, запаха нефти.

При выявлении признаков нарушения герметичности или целостности нефтепровода, его элементов, оборудования, лицо, производящее контроль, должно поставить в известность начальника заместителя начальника НПС для принятия срочных мер по выявлению причин неисправности и их устранению.

Визуальный контроль видимых участков нефтепроводов, соединений с патрубками оборудования, в том числе в колодцах, соединительных деталей отводов, тройников, переходников , сварных швов, фланцевых соединений, дренажных устройств, компенсаторов, опорных конструкций. Выявление мест с повреждениями защитного покрытия, коррозионными поражениями, трещинами, характеризующимися появлением "потения", механическими повреждениями и другими дефектами оборудования, нефтепроводов, опор и их элементов.

Измерение размеров выявленных дефектов и определение потерь толщины стенок от коррозии. Оценка результатов визуального и измерительного контроля осуществляется в соответствии с требованиями РД Проверка наличия и целостности антикоррозионного покрытия, а также соответствия параметров средств электрохимической защиты требованиям нормативных и проектных документов.

Электрохимическая защита должна обеспечивать в течение всего срока эксплуатации непрерывную во времени отрицательную катодную поляризацию трубопровода на всем его протяжении и на всей его поверхности таким образом, чтобы значения потенциалов "труба-земля" на трубопроводе, подземных емкостях и оборудовании были по абсолютной величине не менее минимального минус 0,85 В и не более максимального минус 3,5 В значений.

При отклонении защитных потенциалов от нормативных значений, должны быть приняты меры по приведению их в соответствие с требованиями ГОСТ Р Измерение вибрации надземных участков нефтепроводов, соединенных с патрубками магистральных и подпорных насосов в соответствии с 8. Значение максимально допустимой амплитуды виброперемещения нефтепроводов не должно превышать 0,1 мм при частоте вибрации не более 50 Гц.

Результаты измерения вибрации оформляются актом. Выявление и фиксирование всех мест с нарушениями изоляционного покрытия нефтепроводов. Шурфовка нефтепровода осуществляется с выборкой грунта глубже нижней образующей не менее чем на мм и не менее 1 м по длине трубопровода. Участки нефтепровода, имеющие повреждения изоляционного покрытия очищаются от изоляции, ржавчины;.

Определение дефектов коррозионного поражения и потерь толщины стенок от коррозии измерением толщины стенки и визуально-измерительным контролем. Оценка результатов контроля проводится в соответствии с требованиями РД Если по результатам акустико-эмиссионного и неразрушающего контроля на нефтепроводах не выявлены дефекты ПОР и ДПР, то эти нефтепроводы считаются пригодными к дальнейшей эксплуатации и гидравлическим испытаниям не подвергаются.

Выявление по результатам контроля нефтепроводов дефектов, подлежащих ремонту, которые должны быть устранены в соответствии с требованиями РД После 30 лет эксплуатации по результатам обследования и аттестации 1. Восстановление мест с повреждениями защитного покрытия надземных участков нефтепроводов. Выявление и устранение неплотностей во фланцевых соединениях с техническими устройствами вспомогательных нефтепроводов и их мелкий ремонт. Проверка состояния колодцев, опор, подвесок, фундаментов и их мелкий ремонт.

Устранение трещин и повреждений в бетоне. Подтяжка креплений опор, подвесок, ремонт лестниц. Устранение коррозионных повреждений и выборочный ремонт изоляции подземных участков нефтепроводов. Ремонт дефектных участков нефтепровода с выполнением шлифовки, заварки, установки композитных, обжимных муфт в соответствии с требованиями РД Очистка колодцев от грязи и восстановление изоляции трубопроводов и оборудования в колодцах.

Ремонт с заменой отдельных элементов вспомогательных нефтепроводов; ремонт арматуры с заменой отдельных узлов и деталей.

Ремонт средств электрохимзащиты подземных участков нефтепроводов; ремонт катодных станций, частичная замена кабельных линий и заземлителей.

Вырезка и замена дефектных участков технологических и вспомогательных нефтепроводов по результатам обследования и аттестации. Гидравлические испытания водой в соответствии с требованиями РД Замена изоляции подземных участков нефтепроводов протяженностью 50 м и более. Примечание - Срок проведения капитального ремонта нефтепроводов может быть изменен, если по результатам периодических контролей и ревизии обнаружены дефекты, устранение которых требует выполнения работ в объеме капитального ремонта.

При расположении отвода на расстоянии более 20 Д н , где Д н - наружный диаметр трубопровода от патрубка насоса или прокладке нефтепровода на фундаменте опоре на расстоянии более указанного, дополнительно осуществляется измерение вертикальной и горизонтально-поперечной составляющих виброперемещения на середине участка нефтепровода между отводом фундаментом, опорой и патрубком насоса. На место дефектного участка врезается труба катушка , которая должна быть предварительно испытана в соответствии с РД Сварные швы должны быть продиагностированы радиографическим методом контроля.

После этого отремонтированный участок нефтепровода должен быть подвергнут повторному гидравлическому испытанию. Если после этого произошло повторное разрушение испытуемого участка, он должен быть полностью заменен. Нефтепроводы должны подвергаться техническому обследованию и аттестации с определением остаточного срока службы в соответствии с требованиями РД Нормы трудоемкости периодического контроля, периодического технического обследования, аттестации, технического обслуживания и ремонта технологических и вспомогательных нефтепроводов приведены в таблице 8.

При протяженности нефтепроводов на НПС от 0,8 до 1,0 км, нормы трудоемкости приравниваются к 1 км. При протяженности нефтепроводов менее 0,8 км нормы трудоемкости принимаются с коэффициентом 1, При сроке эксплуатации нефтепроводов до 10 лет нормы трудоемкости умножаются на коэффициент 0,7.

При сроке эксплуатации нефтепроводов от 20 до 30 лет нормы трудоемкости умножаются на коэффициент 1,2. При сроке эксплуатации нефтепроводов 30 лет и более нормы трудоемкости умножаются на коэффициент 1,4. Проверка и подтяжка сальниковых уплотнений вала, при необходимости, замена. Проверка степени затяжки резьбовых соединений. Проверка наличия смазки в электроприводе и редукторе, при необходимости, пополнение. Разборка опор, демонтаж подшипников, уплотнений, дефектация деталей и материала, при наличии дефектов замена на новые.

Проверка целостности и исправности вала, рычагов привода, деталей сопряжения с электроприводом. Техническое обслуживание электроприводов регуляторов давления проводится в объеме и в сроки, указанные в Руководстве по эксплуатации и техническому обслуживанию электропривода.

Проверка и подтяжка контактных соединений электропривода, восстановление изоляции выходных концов проводов, проверка состояния элементов взрывозащиты электродвигателя. Демонтаж редуктора и регулятора давления заслонки , разборка, дефектация всех деталей, включая корпус, замена или восстановление дефектных деталей. Диагностирование регуляторов давления методами неразрушающего контроля проводится в соответствии с требованиями РД При выявлении недопустимых дефектов на приводе и редукторе в виде износа поверхностей скольжения, деформации рычагов и деталей или наличия на них трещин, дефектные детали должны быть заменены.

При выявлении недопустимых дефектов на корпусе регулятора давления, регулятор давления подлежит демонтажу и капитальному ремонту. Гидравлические испытания регуляторов давления проводятся 1 раз в 8 лет и совмещаются по срокам с капитальным ремонтом или гидравлическими испытаниями технологических нефтепроводов.

Порядок выполнения испытаний регуляторов давления определяется проектом производства работ. Допускается применение акустико-эмиссионного контроля регуляторов давления в соответствии с требованиями РД Периодичность и типовой объем работ по техническому обслуживанию и ремонту системы представлены в таблице 8. Внешний осмотр системы с целью обнаружения возможных утечек жидкости, воздуха по манометру, датчику наличия потока визуально. Прослушивание всех клапанов и их линий на отсутствие шума, свидетелсьтвующего о наличии протечки через клапан из-за засорения, дефектов эластичной камеры или уплотнений.

Внешний осмотр насосов откачки. Плотность закрытия обратных клапанов провряется по отсутствию шума обратного потока. Контроль герметичности соединений трубопроводов, емкостей, вентилей, кранов, клапанов визуально, обмылением, по шуму. Проверка уровня жидкости в разделительном баке путем поочередного открытия вентилей снятия проб. Проверка герметичности всех соединений, аккумулятора каждой линии по манометру, обмылением, по шуму. Разборка аккумулятора, дефектация деталей; проверка герметичности; замена, при необходимости, камеры пузыря.

Разборка, дефектация деталей клапанов их ремонт, замена дефектных эластичных камер и элементов уплотнения. Удаление механических примесей из отстойников разделительного бака и резервуара емкости разделительной жидкости, промывка трубопроводов, наполненных разделительной жидкостью, чистка дроссельных клапанов регулятора давления.

Демонтаж, промывка, осмотр, при необходимости ремонт огневых предохранителей при их наличии. Обследование состояния емкостей сброса и гашения ударной волны согласно 8. Чистка наружных поверхностей с последующей окраской при необходимости оборудования и труб системы.

Чистка и обследование шаровых кранов, клапана переключения, обратных клапанов. При замене эластичной камеры клапана Флексфло должно быть обеспечено прижатие эластичной камеры к сердечнику с продолговатыми щелями. В клапане Даниел должно быть обеспечено плотное равномерное прижатие уплотнительных колец к сопрягаемым поверхностям.

После проведения текущего и капитального ремонтов проводятся испытания ССВД согласно 8. Заполнение аккумуляторов, разделительного бака и подготовка ССВД к работе проводится согласно руководству инструкции по эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту ССВД, при этом контролируется отсутствие протечек через клапаны и отсутствие поступления нефти в емкость сброса ударной волны.

По завершению ремонта и испытаний осуществляется настройка дросселирующего клапана регулятора давления для каждого отдельного типа ССВД согласно руководству инструкции по настройке системы на крутизну повышения давления при помощи регулятора положения дросселирующего клапана регулятора давления. Настройка ССВД осуществляется по срабатыванию системы на величину превышения давления от установившегося давления в нефтепроводе и по скорости его повышения согласно Руководства инструкции по настройке системы применительно к конкретной НПС.

При достижении предельного максимального уровня нефти в емкости сброса ударной волны должен автоматически включаться насос откачки, а при понижении уровня нефти до мм выше приемного патрубка - отключаться. При достижении аварийного максимального уровня нефти в емкости сброса ударной волны должна срабатывать визуальная и звуковая сигнализация в операторной МДП , поочередное отключение насосных агрегатов, закрытие задвижек подключения ССВД.

Если при включенных насосах откачки, повышается уровень нефти в емкости сброса ударной волны до максимального аварийного, необходимо проверить работоспособность насосов, исправность запорной арматуры, положение запорного органа, засорение фильтра на приеме насосов если имеется.

Контроль работоспособности проводится после каждого срабатывания системы, но не реже одного раза в смену: Не реже одного раза в полгода проводится проверка эффективности работы ССВД. При этом фактическая скорость повышения давления на приеме НПС при ее остановке сравнивается с расчетной, указанной в руководстве по эксплуатации системы и строится тренд изменения давления.

Изменение крутизны характеристики от первоначального значения свидетельствует о загрязнении трубопроводов, заполненных разделительной жидкостью, что свидетельствует о необходимости их промывки. Причинами возникновения неисправностей ССВД могут быть: По результатам контроля работоспособного состояния система сглаживания волн давления выводится в неплановый ремонт.

Испытания ССВД проводятся после монтажа системы, проведения текущего и капитального ремонтов и включают пневматические и гидравлические испытания. После сборки проводится испытание давлением воздуха 1 МПа пневматической полости аккумулятора после монтажа в них пузырей и клапанов регулирования давления. Проверяется исправность всех вентилей. Герметичность швов и мест резьбовых соединений проверяется обмыливанием. При неудовлетворительных результатах испытаний обнаруженные дефекты устраняются и испытания повторяются.

После чего пробное давление снижается до рабочего и проводится осмотр всех элементов системы. Подъем давления до пробного и снижение его до рабочего должны проводиться плавно. Давление, равное рабочему, должно поддерживаться в течение всего времени, необходимого для осмотра. Контроль осуществляется манометром с пределом измерений МПа, классом точности не более 0,6. Результаты гидравлического испытания на прочность и плотность считаются удовлетворительными, если во время испытания не произошло падения давления по манометру и не обнаружено течи и отпотевания в элементах системы.

При неудовлетворительных результатах испытаний обнаруженные дефекты следует устранить и испытания повторить в полном объеме. Результаты проверок и испытаний должны быть отражены в соответствующих актах и формулярах.

Контроль перепада давления осуществляет оперативный персонал оператор каждые два часа. При очистке магистрального трубопровода, а также после его ремонта и пропуска диагностических устройств в течение не менее 12 ч осуществляется контроль перепада давления с периодичностью не реже одного раза в час.

Дополнительно на блоке фильтров должен быть установлен дифференциальный манометр, для измерения разности двух давлений на входе и выходе. Место его установки должно позволять визуально контролировать разность давлений непосредственно на площадке фильтров-грязеуловителей. Контроль работоспособности фильтров-грязеуловителей при эксплуатации осуществляется сравнением текущих значений со значениями перепада давления на чистом фильтре-грязеуловителе.

При этом, если производительность или вязкость изменились, необходимо пересчитать полученный перепад давления на чистом фильтре на новые эти значения. Оперативный персонал оператор должен иметь таблицу или график пересчета перепада давления на чистом фильтре для значений производительности и вязкости, которые могут иметь место на данной НПС.

Величины вязкости принимаются с учетом изменения температур перекачиваемой нефти, а производительности - согласно карте технологических режимов. При этом перепад давления контролируется также по дифференциальному манометру, установленному на площадке фильтров-грязеуловителей.

Оценка величины перепада давления на работающем фильтре выполняется с учетом влияния вязкости и производительности на перепад. По результатам оценки, если перепад давления на фильтре увеличился на величину больше чем 0,05 МПа по сравнению с чистым фильтром с учетом текущих значений производительности и вязкости, принимается решение о его вскрытии, осмотре технического состояния и очистке.

Типовые объемы работ по техническому обслуживанию и ремонту и их периодичность представлены в таблице 8. Визуальная проверка герметичности и устранение утечек во фланцевых и резьбовых соединениях.

Проверка перепада давления в каждом фильтре и сопоставление их с величиной по прибору в операторной. Осмотр наружных поверхностей на отсутствие следов коррозии, удаление грязи и подтеков нефти.

Пропарка внутренней полости, осмотр и очистка фильтрующих элементов и полости фильтра от парафина, грязи и балласта. Проверка технического состояния предохранительного клапана и патрубка-воздушника. Гидроиспытание на прочность и плотность водой давлением 1,25 от максимального рабочего давления. Нанесение антикоррозийных покрытий и покраска корпуса фильтра, наземных трубопроводов ограждающих устройств и площадок обслуживания, восстановление теплоизоляции если она имеется. В объем технического обслуживания предохранительных клапанов входит: Признаками неисправности клапана и необходимости выполнения ремонтных работ являются: Неработоспособный клапан заменяется исправным, отрегулированным на стенде на установочное давление.

Периодичность технического обслуживания предохранительных клапанов 1 раз в 3 месяца. Технические осмотры предохранительных клапанов проводятся: Периодичность проведения текущего ремонта и ревизии предохранительных клапанов - 1 раз в год.

При текущем ремонте предохранительных клапанов проводятся все работы технического обслуживания, а также разборка, визуальный контроль пружин на отсутствие трещин, коррозионных язв, забоин , уплотнительных поверхностей сопла и золотника, регулировочных втулок, замена дефектных деталей.

Резьба регулировочного винта должна быть чистой и без забоин. Все крепежные детали, имеющие дефектную резьбу, должны быть заменены.

Пружины отбраковываются, если при осмотре обнаружены вмятины, поперечные риски, трещины. При обнаружении следов коррозии или износа корпус клапана подвергается толщинометрии. Текущий ремонт допускается совмещать с ревизией клапанов.

Ревизия предохранительных клапанов проводится на специальном стенде и включает в себя разборку клапана, очистку и дефектовку деталей, гидравлические испытания корпуса на прочность давлением 1,5 Р у в течение 5 минут с последующим снижением давления до Р у где Р у - условное давление фланца выкидного патрубка , испытания соединений клапана на плотность, испытание пружин, регулировку установочного давления, проверку герметичности затвора. Испытание пружин предохранительных клапанов включает в себя: Клапан считается выдержавшим гидравлическое испытание, если не обнаружено: Клапан и его элементы, в которых при испытании выявлены дефекты, после их устранения подвергаются повторным гидравлическим испытаниям.

Гидравлическое испытание допускается заменять пневматическим при условии контроля испытания методом акустической эмиссии пли другим, согласованным в установленном порядке методом. Пневматические испытания должны проводиться по инструкции, предусматривающей необходимые меры безопасности и утвержденной в установленном порядке. Пневматическое испытание клапана проводится сжатым воздухом или инертным газом.

При положительных результатах испытаний проводят регулировку предохранительных клапанов на давление начала открытия установочное давление на специальном стенде. Допускается производить регулировку клапанов без демонтажа при условии наличия отсекающей запорной арматуры, а также патрубков с вентилями для подключения испытательного стенда. Установочное давление указывается в технологической карте НПС. Рабочее давление Р раб - максимальное избыточное давление, при котором разрешена эксплуатация трубопровода.

При рабочем давлении предохранительный клапан закрыт и обеспечивает класс герметичности, указанный в соответствующей документации на предохранительный клапан. Если установочное давление предохранительного клапана не оговорено проектом или другими нормативно-техническими документами, то его значение принимается по таблице 8.

Предохранительные клапаны, демонтированные для ревизии, должны быть пропарены и промыты. После ремонта проводится контроль герметичности затвора клапана рабочим давлением. Периодичность текущего ремонта, ревизии и регулировки предохранительных клапанов 1 раз в 12 месяцев. При капитальном ремонте проводятся все работы текущего ремонта, а также: Капитальный ремонт предохранительных клапанов проводится 1 раз в 15 лет, а также по результатам технического освидетельствования.

В систему откачки утечек входит: Объемы работ по видам ремонтов всех узлов, кроме трубопроводов, представлены в разделах 6 , 7 , 8. При техническом обслуживании системы откачки утечек проводятся: Периодичность проведения технического обслуживания 1 раз в 6 месяцев.

При капитальном ремонте производятся все работы, предусмотренные техническим обслуживанием, а также для трубопроводов системы откачки утечек - вскрытие и замена поврежденных и подвергшихся коррозии участков трубопровода, нанесение изоляции на вскрытые и замененные участки.

После капитального ремонта проводятся гидравлические испытания водой на прочность и плотность напорных участков трубопроводов давлением 1,25 Р раб в течение 15 минут где Р раб - максимальное рабочее давление напорных участков. Периодичность проведения капитального ремонта трубопроводов, системы откачки утечек определяется техническим состоянием, но не реже 1 раз в 10 лет. Эксплуатация, техническое содержание, испытание, проведение работ по техническому обслуживанию и планово-предупредительному ремонту автоматических установок пожаротушения осуществляются в соответствии с правилами пожарной безопасности ППБ [ 16 ] , ВППБ [ 17 ] , ГОСТ Опробование компрессоров системы пожаротушения на холостом ходу проводится один раз в неделю, в течение не менее 30 мин, при этом проверяется отсутствие посторонних шумов и стуков, повышенных вибраций, правильность работы доступных для осмотра движущихся частей, соответствие характеристик компрессора паспортным.

Опробование насосных агрегатов путем пуска на закрытую задвижку, в течение не менее 2 мин проводится один раз в 10 дней, при этом проверяется отсутствие: Освидетельствование оборудования систем пожаротушения должно выполняться до истечения срока службы, назначенного заводом-изготовителем, а для трубопроводов - установленного проектом.

При отсутствии этих данных освидетельствование оборудования системы пожаротушения проводится через 15 лет, трубопроводов системы пожаротушения - через 20 лет. Типовой объем работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования автоматических установок пожаротушения и периодичность выполнения работ приведены в таблице 8.

Проверка наличия соединительных головок и заглушек на патрубках для подключения пожарной техники. Для баков-дозаторов - проверка герметичности, отсутствия подтеков воды и пенообразователя на соединительных элементах, состояние окраски.

Для водо-, растворопроводов - проверка герметичности отсутствие подтеков воды и пенообразователя , отсутствия внешней коррозии и механических повреждений, состояния окраски. Для насосов закачки пенообразователя - проверка целостности, комплектности, состояния окраски а также проверка параметров, указанных в разделе 6 данного документа.

Для насосов пожаротушения - проверка герметичности отсутствие подтеков воды , состояния окраски а также проверка параметров, указанных в разделе 6 данного документа. Для резервуаров пенообразователя или его раствора для АУПТ пеной средней кратности - проверка уровня заполнения, герметичности отсутствия подтеков пенообразователя , отсутствия внешней коррозии, состояния окраски.

Для насосов-дозаторов - проверяется герметичность отсутствие подтеков раствора пенообразователя. Для пеносмесителей - проверяется отсутствие кристаллизации пенообразователя, состояние окраски. Для двигателей внутреннего сгорания для насосов с дизельным приводом - наличие защитных кожухов, отсутствие подтеков топлива, масла.

Проверка наличия топлива в расходном баке, состояния аккумуляторных батарей. Для пеногенераторов и пенных оросителей - проверяется отсутствие наледи в зимнее время на воздушных клапанах, целостность сетки, отсутствие механических повреждений и коррозии, состояние окраски, отсутствие подтеков раствора, состояние уплотнения присоединительных фланцев растворопровода и равномерности затяжки крепежных соединений; состояние фильтров перед пеногенераторами.

Проверка наличия в системе пенообразователя на 3 пенные атаки с учетом заполнения сухотрубов растворопроводов. Проверка исправности люка и крышки водопроводного колодца, крышек и резьбы ниппеля, верхнего квадрата штанги и корпуса гидранта, отсутствия воды в корпусе гидранта и в колодце, герметичности клапана, легкости открывания и закрывания клапана.

Продувка воздухом через дренажные линии сухотрубов к резервуарам и насосным станциям при подготовке к зимнему периоду. Осмотр и утепление арматуры в водозаборном колодце до наступления холодов. Окраска поверхности оборудования на поверхности указывается дата ремонта при необходимости. Снятие и проверка на стенде работы предохранительного клапана пневмобака при неисправности замена на новый.

Ревизия насосов и двигателей ремонт и замена дефектных деталей, смена резиновых диафрагм и прокладок, замена сальников, задвижек и вентилей. Проведение гидравлических испытаний оборудования, работающего под давлением и трубопроводов, обеспечивающих подачу воды в системы пенного пожаротушения. Пневматические испытания, для контроля герметичности фланцевых, резьбовых соединений трубопроводов с оборудованием и арматурой, а также сальниковых уплотнений арматуры трубопроводной системы.

Промывка трубопроводов путем подачи воды в сторону узлов управления арматуры автоматической установки пенного пожаротушения АУПП и последующим сбросом воды в канализацию для подачи и сброса воды могут быть использованы пожарные рукава. Во время промывки пеногенераторы или пенные оросители снимаются, на их место устанавливаются заглушки или пробки. При невозможности промывки трубопроводов на отдельных участках сети допускается продувка сжатым воздухом или инертным газом. Замена пеногенераторов и пенных оросителей при необходимости при необходимости.

Гидравлические испытания участков трубопроводов, которые были подвергнуты капитальному ремонту. После 30 мин давление постепенно снижают до рабочего и тщательно осматривают все сварные соединения и прилегающие к ним участки.

Обнаруженные повреждения должны немедленно устраняться. Измерение давления должно проводиться по двум манометрам один из которых контрольный. Контроль соединений осуществляется обмыливанием. Пропуск воздуха не допускается. Объем и периодичность указанных работ, представлены в таблицах 8.

При выявлении недопустимых дефектов по результатам диагностического контроля и технического освидетельствования. Визуальная проверка герметичности емкостей и разъемных соединений. Контроль на отсутствие видимых трещин, свищей и пористости, коррозионных язв.

Контроль целостности клапанов, арматуры, элементов крепления оборудования и трубопроводов. Ремонт элементов оборудования, расположенного на надземной стороне емкости: Ремонт и восстановление антикоррозионного и изоляционного покрытия емкости. Примечание - Технические осмотры систем проводятся: Диагностический контроль корпусов емкостей: После 16 лет эксплуатации, далее не реже чем через каждые 8 лет эксплуатации. Выявление коррозионных повреждений, трещин, рисок, задиров, прожогов, вмятин.

Оценка результатов контроля емкостей и их элементов проводится в соответствии со СНиП 3. Участки емкостей с указанными дефектами подлежат восстановительному ремонту. Техническое освидетельствование емкостей проводится в объеме диагностического контроля, кроме того обязательным является проведение гидравлических испытаний.

Выявление коррозионных и механических повреждений, дефектов сварных швов емкостей и их устранение, проверка герметичности. При этом проводится освобождение емкости от грунта вкруговую, а также мест врезки нефтепроводов с целью выявления мест повреждения. При увеличении времени откачки или повышении уровня нефти в емкости до аварийного при работающем насосе осуществляется контроль работоспособности насоса, состояния арматуры и положение ее запорного органа, проверяется степень загрязнения фильтра на входе в насос и исправность обратного клапана.

Емкость считается выдержавшей гидравлическое испытание, если не обнаружено: Емкость и ее элементы, в которых при испытании выявлены дефекты, после их устранения подвергаются повторным гидравлическим испытаниям. Гидравлическое испытание допускается заменять пневматическим при условии контроля этого испытания методом акустической эмиссии или другим, согласованным в установленном порядке методом.

Пневматическое испытание емкости проводится сжатым воздухом или инертным газом. Техническое освидетельствование емкостей проводится в соответствии с проектом производства работ в объеме диагностического контроля, обязательным является проведение гидравлических испытаний независимо от объема выполненных ремонтных работ. Нормы трудоемкости ТО и ремонтов регуляторов давления, фильтров-грязеуловителей, предохранительных клапанов, систем пожаротушения и откачки утечек, а также емкостей вспомогательных систем приведены в таблице 8.

Нормы технологического резерва запасных частей технических устройств, необходимых для их бесперебойной работы в течение года, представлены в таблице 8. Выявленные дефекты и неполадки фиксируются в формуляре вентиляционной установки, как подлежащие устранению при плановом см. При этом проводится аэродинамическое испытание вентиляционных систем с целью определения скоростей и объемов воздуха, перемещаемого по воздуховодам, величины утечек и подсосов воздуха в сети; потерь давления в сети в целом и в отдельных ее элементах; определение кратности воздухообмена по притоку и вытяжке.

По результатам испытания сопоставляются данные фактических режимов работы оборудования системы вентиляции с проектными, определяются неполадки системы и планируется соответствующий объем ремонтных работ. Данные испытаний используются при санитарно-гигиеническом обследовании состояния воздуха помещений и соблюдении норм противопожарной безопасности.

Дисбаланс крыльчатки вентилятора из-за деформации или поломки лопастей. Ослабление крепления фундаментных болтов или болтов крепления корпуса подшипника. Недостаточная кратность воздухообмена, снижение напора воздуха в контролируемых точках отбора по сравнению с предыдущими замерами по результатам аэродинамических испытаний при проверке эффективности работы вентиляционной системы. Трещины и сквозные коррозионные износы материала воздуховодов и кожуха вентилятора. Несоответствие частоты вращения электродвигателя вентилятора проектному значению.

Нарушение герметичности соединений вентилятора с воздухозаборной шахтой или воздуховодом; наличие трещин или сквозных коррозионных язв в воздуховоде. Дефекты калорифера утечка горячей воды или воздуха из-за негерметичности труб или соединений. Засорение нагнетательной части воздуховода от калорифера к помещению. Использование марки масла не соответствующее инструкции завода-изготовителя. При обнаружении признаков неработоспособности проводится неплановый диагностический контроль.

Проверка плотности соединений переходов от вентилятора в камеру, состояния мест прохода шахт через кровлю. Проверка герметичности строительных конструкций, тепловой и звуковой изоляции, общего состояния шахт. Осмотр конструкции выявление вмятин, пробоин, коррозии, качества окраски. Замена неисправных сеток и жалюзийных решеток в шахтах при необходимости. Очистка наружной поверхности калориферов от пыли сжатым воздухом при слежавшихся пылевых отложениях - промывка. Проверка состояния болтовых и сварных соединений, а также крепления калориферов на подставках.

Проверка герметичности соединений калориферов и строительных конструкций камеры. В зимний период времени - проверка постоянной циркуляции теплоносителя через калорифер. Устранение зазоров между калориферами и строительными конструкциями камеры.

Промывка внутренних полостей трубок раствором ингибированной соляной кислоты. После выполнения вышеперечисленных работ калорифер подлежит гидравлическим испытаниям давлением 1,25 от максимального рабочего в течении 30 минут.

Замер вибрации на подшипниковых опорах и фундаментных болтах согласно Проверка состояния кожуха и соединений отдельных его элементов выявление вмятин, пробоин, прокорродировавших мест. Проверка состояния муфт, валов, ременной передачи натяжение ремней , посадки шкива на валу, правильности направления вращения рабочего колеса на валу.

Проверка правильности взаимного расположения электродвигателя и вентилятора при ременной передаче , а также горизонтальности установки вентилятора на фундаменте или площадке. Проверка состояния мягких вставок, виброоснований вентиляторов и целостности рамы вентилятора. Проверка балансировки рабочего колеса при правильной балансировке рабочее колесо должно останавливаться в любых положениях, не возвращаясь в исходное. Проверка вращения рабочего колеса легкость вращения, отсутствие задевания о кожух, биения или смещения на валу.