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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ПЕРЕЧЕНЬ
нормативно-технических документов, использованных при разработке настоящего РД

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

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

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

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

5. . Арматура трубопроводная запорная. Нормы герметичности затворов.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

24. . ССБТ. Шум. Общие требования безопасности.

25. . ССБТ. Цвета сигнальные и знаки безопасности.

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

27. . ССБТ. Вибрационная безопасность. Общие требования.

28. . Техника безопасности в строительстве.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

по 01.01.2001 г.

Настоящий руководящий документ распространяется на центробежные питательные насосы мощностью более 10 мВт с приводом от паровой турбины и рабочей частотой вращения 50 - 150 с -1 и устанавливает нормы вибрации опор подшипников центробежных питательных насосов, находящихся в эксплуатации и принимаемых в эксплуатацию после монтажа или ремонта, а также общие требования к проведению измерений.

Настоящий руководящий документ не распространяется на опоры турбинного привода насосов.

1 . НОРМЫ ВИБРАЦИИ

1.1. В качестве нормируемых параметров вибрации установлены следующие параметры:

двойная амплитуда виброперемещений в полосе частот от 10 до 300 Гц;

среднее квадратическое значение виброскорости в рабочей полосе частот от 10 до 1000 Гц.

1.2. Вибрацию измеряют на всех подшипниковых опорах насоса в трех взаимно-перпендикулярных направлениях: вертикальном, горизонтально-поперечном и горизонтально-осевом по отношению к оси вала питательного насоса.

1.3. Вибрационное состояние питательных насосов оценивают по наибольшему значению любого измеренного параметра вибрации в любом направлении.

1.4. При приемке после монтажа питательных насосов вибрация подшипников не должна превышать следующих параметров:

1.6. При превышении норм вибрации, установленных в пп. 1.4 и 1.5, должны быть приняты меры по ее снижению в срок не более 30 дней.

1.7. Не допускается эксплуатация питательных насосов при уровнях вибрации свыше:

по уровню виброперемещений - 80 мкм;

по уровню виброскоростей - 18 мм/с;

при достижении указанного уровня по любому из этих двух параметров.

1.8. Нормы вибрации подшипниковых опор должны быть зафиксированы в инструкции по эксплуатации питательных насосов.

2 . ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ПРОВЕДЕНИЮ ИЗМЕРЕНИЙ

2.1. Измерения вибрационных параметров центробежных питательных насосов проводят на установившемся режиме.

2.2. Вибрацию питательных насосов измеряют и регистрируют с помощью стационарной аппаратуры непрерывного контроля вибрации подшипниковых опор, соответствующей требованиям ГОСТ 27164-86.

2.3. Аппаратура должна обеспечивать измерение двойной амплитуды виброперемещений в полосе частот от 10 до 300 Гц и среднего квадратического значения виброскорости в полосе частот от 10 до 1000 Гц.

Применяемая аппаратура должна иметь предел измерения от 0 до 200 мкм по виброперемещениям и от 0 до 31,5 мм/с по виброскоростям.

2.4. Датчики для измерения горизонтально-поперечной и горизонтально-осевой составляющих вибрации крепят к крышке подшипника. Вертикальную составляющую вибрации измеряют на верхней части крышки подшипника над серединой длины его вкладыша.

2.5. Коэффициент поперечной чувствительности датчика не должен превышать 0,05 во всей полосе частот, в которой проводят измерения.

2.6. Установленные датчики должны быть защищены от пара, турбинного масла, жидкости ОМТИ и нормально работать при темратуре окружающей среды до 100 °С, влажности до 98 % и напряженности магнитного поля до 400 А/м.

2.7. Условия эксплуатации измерительных усилителей и других блоков аппаратуры должны соответствовать ГОСТ 15150-69 для исполнения 0 категории 4.

2.8. Максимальная основная приведенная погрешность измерения двойной амплитуды виброперемещения не должна превышать 5 %. Основная погрешность измерения среднего квадратического значения виброскорости 10 %.

2.9. До установки стационарной аппаратуры непрерывного контроля вибрации питательных насосов, находящихся в эксплуатации, допускается измерять вибрацию переносными приборами, удовлетворяющими изложенным требованиям.

3 . ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ

3.1. Результаты измерения вибрации при приемке питательного насоса в эксплуатацию оформляют приемо-сдаточным актом, в котором должны быть указаны.

Технологические процессы в насосной ЛПДС "Калтасы" сопровождаются значительным шумом и вибрацией. К источникам интенсивного шума и вибрации относятся подпорные (20НДсН) и магистральные (НМ 2500-230, НМ1250-260) насосы, элементы вентиляционных систем, трубопроводы для перемещения нефти, электродвигатели (ВАО - 630м, 2АЗМВ1 2000/6000) и другое технологическое оборудование.

Шум действует на органы слуха, приводит к частичной или полной глухоте, т.е. к профессиональной тугоухости. При этом нарушается нормальная деятельность нервной, сердечно сосудистой и пищеварительной систем, в результате чего возникают хронические заболевания. Шум увеличивает энергетические затраты человека, вызывает утомление, что снижает производственную деятельность труда и увеличивает брак в работе.

Длительное воздействие вибрации на человека вызывает профессиональную виброболезнь. Воздействие на биологическую ткань и нервную систему вибрация приводит к атрофии мышц, потери упругости кровеносных сосудов, окостенению сухожилий, нарушению вестибулярного аппарата, снижению остроты слуха, ухудшению зрения, что ведет к снижению производительности труда на 10-15% и частично является причиной травматизма. Нормирование шума на рабочих местах, общие требования к шумовым характеристикам агрегатов, механизмов и другие оборудования устанавливаются по ГОСТ 12.1.003-83.

Таблица 4. - Допустимые значения уровня звукового давления в насос-ном цехе и вибрации насосного агрегата

Место замера	Уровень звука, дБ	Допустимый по норме, дБ	Максимальная скорость, мм/с	Аварийная максимальная, мм/с
Насосная
Вибрация подшипников: а) насоса б) двигателя
Вибрация корпуса: а) насоса б) двигателя
Вибрация фундамента НА

Защита от шума и вибрации предусмотрена СН-2.2.4./2.1.8.566-96, рассмотрим наиболее характерные меры для насосного цеха:

• 1. дистанционное управление оборудованием;
• 2. уплотнение окон, проемов, дверей;
• 3. устранение технических недостатков и неисправностей оборудования, являющихся источником шума;
• 4. своевременный планово-предупредительный ремонт согласно графика, замена износившихся деталей, регулярная смазка трущихся деталей.

В качестве индивидуальных средств защиты от шума используются наушники или антифоны.

Для снижения или исключения вибрации СН-2.2.4./2.1.8.566-96 предусматривает следующие меры:

• 1. правильное проектирование оснований под оборудование, с учетом динамических нагрузок и изоляция их от несущих конструкций и инженерных коммуникаций;
• 2. центровка и балансировка вращающихся частей агрегатов.

Рабочие, подвергающиеся воздействию вибрации должны регулярно проходить медосмотр.

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

АКЦИОНЕРНАЯ КОМПАНИЯ
ПО ТРАНСПОРТУ НЕФТИ «ТРАНСНЕФТЬ»

ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ»

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ
РЕГЛАМЕНТЫ

(стандарты предприятия)
акционерной компании
по транспорту нефти «Транснефть»

Том I

Москва 2003

РЕГЛАМЕНТ
ОРГАНИЗАЦИИ КОНТРОЛЯ ЗА НОРМАТИВНЫМИ ПАРАМЕТРАМИ МН И НПС В ОПЕРАТОРНЫХ НПС, ДИСПЕТЧЕРСКИХ ПУНКТАХ РНУ (УМН) И ОАО МН

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1. Регламент определяет порядок контроля операторами НПС, диспетчерскими службами РНУ (УМН), ОАО МН, фактических параметров магистральных нефтепроводов, НПС и НБ на соответствие нормативно-технологическим параметрам.

Фактический параметр - реальное зафиксированное приборами значение контролируемой величины.

Нормативно-технологические параметры - параметры устанавливаемые ПТЭ МН, РД, Регламентами, ГОСТ, Проектами, Технологическими картами, Инструкциями по эксплуатации, Актами госповерок, и другими нормативными документами определяющие систему управления технологическим процессом перекачки нефти.

Отклонение - выход фактического параметра за границы установленных пределов в табл. «Нормативно-технологические параметры работы магистральных нефтепроводов и НПС выводимые на экран АРМ оператора НПС, диспетчера РНУ (УМН) и ОАО МН» при снижении контролируемого параметра за пределы установленного минимально допустимого значения, а так же при увеличении контролируемого параметра за пределы установленного максимально допустимого значения.

1.2. Регламент предназначен для работников служб эксплуатации, информационных технологий, АСУ ТП, ОГ М, ОГЭ, службы технологических режимов, диспетчерских служб, РНУ (УМН), ОАО МН, операторов НПС, ЛПДС, НБ (далее НПС).

2. ОРГАНИЗАЦИЯ ДИСПЕТЧЕРСКОГО КОНТРОЛЯ ЗА НОРМАТИВНЫМИ ПАРАМЕТРАМИ МН И НПС

2.1. Контроль на соответствие фактических параметров МН и НПС нормативно-технологическим параметрам осуществляется операторами НПС диспетчерскими службами РНУ и ОАО МН на мониторах персональных компьютеров, установленных в операторных и диспетчерских пунктах в соответствии с табл. .

2.2. Соответствие фактических параметров работы оборудования НПС, резервуарн ых парков и линейной части магистральных нефтепроводов нормативным параметрам контролируется на уровне НПС по системе автоматики и телемеханики операторами НПС, на уровне РНУ (УМН) и ОАО МН по системе телемеханики диспетчерскими службами. Отклонение контролируемых параметров от нормативных величин должно отображаться на мониторах персональных компьютеров и щитах сигнализации и сопровождаться звуковыми сигналами.

Сопровождения отклонений фактических параметров от нормативных световым и звуковым сигналом, режимом просмотра фактических параметров по уровням управления приведены в табл. .

В режиме просмотра информация отображается на мониторах, не сопровождается световой и звуковой сигнализацией и при наличии отклонений информация представляется в ежедневной сводке:

- на НПС - начальнику НПС;

- в РНУ - главному инженеру РНУ;

- в ОАО - главному инженеру ОАО.

2.3. Для контроля за работой оборудования магистральных нефтепроводов и НПС в программу СДКУ РНУ (УМН), ОАО МН вводятся нормативные значения и показатели согласно табл. «Нормативно-технологические параметры работы магистральных нефтепроводов и НПС, выводимые на экран АРМ оператора НПС, диспетчера РНУ (УМН) и ОАО МН», далее табл. .

2.4. Таблица пересматривается и утверждается главным инженером ОАО МН не реже одного раза в квартал до 25 числа месяца, предшествующего началу квартала.

2.5. Таблица оформляется отделом эксплуатации ОАО МН с разбивкой по РНУ с указанием ФИО ответственных за предоставление и изменение данных.

2.6. Порядок сбора данных, оформления и утверждения табл. :

2.6.1. До 15 марта, до 15 июля, до 15 сентября, до 15 декабря специалисты РНУ по направлению деятельности заполняют параметры Таблицы с подписью ответственного за каждый параметр. Начальник отдела эксплуатации передает проект таблицы на подпись главного инженера РНУ и после подписания в течение суток направляет в ОАО МН с сопроводительным письмом. Ответственность за своевременное формирование и передачу в ОАО МН Таблицы несет главный инженер РНУ.

2.6.2. ОЭ ОАО до 20 марта, до 20 июля, до 20 сентября, до 20 декабря на основании представленных из РНУ проектов таблиц формирует сводную таблицу и передает на согласование по направлению деятельности главному механику, главному энергетику, главному метрологу, начальнику отдела АСУ Т П, начальнику товаро-транспортного отдела, начальнику диспетчерской службы.

Согласованная отделами ОАО МН таблица передается ОЭ на утверждение главному инженеру ОАО МН, который до 25 числа утверждает ее и возвращает в ОЭ для направления в отделы ОАО МН по направлениям деятельности и в РНУ, в течение суток с момента утвержде ния.

2.6.3. В течение суток с момента получения утвержденной таблицы из ОАО МН отдел эксплуатации РНУ передает с сопроводительным письмом утвержденную таблицу согласно границам обслуживания на НПС, ЛПДС.

2.7. Ввод нормативных значений, указанных в таблице , утвержденных главным инженером ОАО МН, производится ответственным лицом с записью фамилии исполнителя в оперативном журнале, в течение суток после утверждения:

- на НПС начальником участка АСУ. Ответственность за соответствие введенных данных несет начальник НПС. Таблица нормативно-технологических параметров вводится в АРМ системы автоматики НПС (по пунктам 1 -14 табл. ) в операторной НПС, там же хранится рабочий журнал с записями о производимых корректировках;

- в СДКУ уровня РНУ работником отдела ИТ или АСУ ТП РНУ назначенным приказом. Таблица нормативно-технологических параметров вводится в СДКУ РНУ (УМН) с АРМ администратора СДКУ РНУ (по пунктам 15 -27 табл. ), в диспетчерской РНУ хранится рабочий журнал с записями о производимых корректировках. Ответственность за соответствие введенных нормативных значений несет начальник отдела ИТ (АСУ ТП) РНУ;

- ответственность за соответствие введенных нормативных значений на всех уровнях несет начальник отдела ИТ (АСУ ТП) ОАО МН.

2.8. Основанием для внесения изменений нормативных значений и показателей в систему СДКУ является отмена действующих и введение новых документов, изменение ФИО ответственных за предоставление и изменение данных, изменения в технологических картах, режимах работы нефтепроводов, резервуаров, оборудования НПС, в ПТЭ МН, Регламентах, РД и т.д.

Изменения производятся ОЭ на основании служебных записок соответствующих отделов и служб по направлениям деятельности на имя главного инженера ОАО. В течение суток ОЭ оформляет в соответствии с пунктом . данного регламента дополнение к табл. . После утверждения дополнения доводятся ОЭ до всех заинтересованных отделов, служб и структурных подразделений в соответствии с п .п. и настоящего регламента.

2.9. Не реже одного раза в смену операторы НПС диспетчерские службы РНУ проверяют соответствие фактических параметров работы оборудования выводимым на экран АРМ нормативным значениям таблицы .

2.10. При поступлении светового и звукового сигнала о несоответствии фактических параметров работы МН, НПС нормативным, информация автоматически заносится в архив аварийных сооб щений «Нормативно-технологических параметров работы МН и НПС».

Электронный архив должен удовлетворять следующим требованиям:

- срок хранения данных СД КУ для РНУ - 3 месяца, для ОАО - 1 месяц;

- для предотвращения несанкционированного доступа посторонних лиц к архиву аварийных сообщений должно быть реализовано разграничение прав и контроль доступа к архиву аварийных сообщений средствами СДКУ;

- в архиве аварийных сообщений должна быть возможность выбора сообщений по типу, времени возникновения, содержанию;

- средствами СДКУ обеспечить вывод архивных сообщений на печать.

Особые требования - электронный архив должен содержать служебную информацию о состоянии программно-аппаратных средств, выявленную по результатам самодиагностики системы.

2.11. Действия дежурного оперативного персонала НПС, РНУ (У МН), ОАО при поступлении светового или звукового сигнала об отклонениях фактических параметров работы оборудования от нормативных.

2 .11.1. При поступлении светового или звукового сигнала об отклонениях фактических параметров работы оборудования от нормативных оператор НПС, обязан:

- принять меры к обеспечению нормальной работы НПС;

- доложить о происшедшем главным специалистам НПС (службы главного механика - по пунктам 1 -3, 6 -11, службы главного энергетика - по п .п. 4, 5, 12 -14, 17, 19, ЛЭС - 15, 16, 18, 20, 21, участка АСУ - по п.п. 20, 21, 22 -27, службу безопасности - по п.п. 15, 6, 19 -21), начальнику НПС и диспетчеру РНУ (УМН) - по всем пунктам таблицы ;

- выполнить запись о произошедшем в рабочем журнале и журнале «Контроля событий и принимаемых мер...» (форма - Таблица );

- доложить диспетчеру РНУ о причинах отклонения и принятых мерах на основании сообщения главных специалистов НПС .

2. 11.2. При поступлении сообщения оператора НПС о отклонении фактических параметров работы оборудования от нормативных, светового или звукового сигнала на АРМ СДКУ, диспетчер РНУ, обязан:

- доложить главным специалистам РНУ для выяснения причин (ОГМ - по пунктам 1 -3, 6 -11, ОГЭ - по п .п. 4, 5, 12 -14, 17, 19, ОЭ - 16, 18, 20, 21, 22, ОАСУ - по п.п. 20, 21, Метрологии - по п . 22, ТТО - по п.п. 15, 24 -27, службу безопасности - по п.п. 15, 16, 19 -21), главному инженеру РНУ и диспетчеру ОАО - по всем пунктам Таблицы ;

- выполнить запись о произошедшем в рабочем журнале, в суточном диспетчерском листе и журнале «Контроля событий и принимаемых мер...» (форма - Таблица );

- доложить диспетчеру ОАО о причинах отклонения и принятых мерах на основании сообщения главных специалистов РНУ.

2. 11.3. При поступлении сообщения диспетчера РНУ, светового или звукового сигнала на АРМ СДКУ об отклонениях фактических параметров работы оборудования от нормативных диспетчер ОАО обязан:

- принять меры к обеспечению нормальной работы нефтепровода;

- доложить главным специалистам ОАО для выяснения причин (ОГМ - по пунктам 1 -3, 6 -11, ОГЭ - по п.п. 4, 5, 12 -14, 17, 19, ОЭ - 16, 18, 20 , 21, ОАСУ - по п.п. 20, 21, Метрологии - по п. 22, ТТО - по п.п. 26 -27, СТР - по п. 15), главному инженеру ОАО - по всем пунктам таблицы ;

- выполнить запись о произошедшем в рабочем журнале, в суточном диспетчерском листе и журнале «Контроля событий и принимаемых мер...» (форма - Таблица ).

2.12. Действия главных специалистов НПС, РНУ (УМН) и ОАО МН при поступлении сообщения о отклонении фактических рабочих параметров работы оборудования, МН от нормативных параметров:

- главные специалисты НПС обязаны принять меры по выяснению обстоятельств, приведших к отклонению параметров от нормативных, устранить причины отклонения и доложить начальнику НПС, оператору;

- главные специалисты РНУ обязаны - выяснить обстоятельства, приведшие к отклонению параметров от нормативных, принять меры для устранения причин отклонения и доложить главному инженеру РНУ, диспетчеру РНУ;

- главные специалисты ОАО обязаны - выяснить обстоятельства, приведшие к отклонению параметров от нормативных, принять меры для устранения причин отклонения и доложить главному инженеру ОАО, диспетчеру ОАО.

2 .13. Кроме указанных в таб лице нормативно-технологических параметров, оператор НПС, диспетчерская служба РНУ, ОАО МН контролирует работу оборудования НПС, резервуарн ых парков, нефтепроводов и все параметры работы МН и НПС указанные в технологических картах, регламентах, таблицах уставок и инструкциях.

Принятые сокращения

АЧР- автоматическая частотная разгрузка

ИЛ- измерительная линия

КП- контрольный пункт

КППСОД- камера приема пуска средств очистки и диагностики

ЛЭП- линия электропередачи

МА- магистральный агрегат

МН- магистральный нефтепровод

НБ- нефтебаза

ЛПДС- линейная производственно-диспетчерская станция

НПС- нефтеперекачивающая станция

ПА- подпорный агрегат

П КУ- пункт контроля и управления

РД- регулятор давления

РНУ- районное нефтепроводное управление

САР- система автоматического регулирования

СОУ- система обнаружения утечек

ТМ- телемеханика

ФГУ- фильтр-грязеуловитель

ПОЯСНЕНИЯ К ЗАПОЛНЕНИЮ ТАБЛИЦЫ

В таблице обязательно заполняется ФИО ответственного за предоставление и изменение данных и ФИО ответственного за ввод данных в систему СДКУ.

Ввод всех нормативных параметров осуществляется в ручном режиме.

Раздел НПС

В п. «Величина максимально допустимого проходящего давления через НПС» в графе «макс» указывается величина максимально-допустимого проходящего давления через остановленную НПС, через камеру пропуска или пуска-приема очистных устройств исходя из несущей способности трубопровода на приемной части НПС.

Ввод

Контроль осуществляется средствами системы автоматики НПС и СДКУ (независимо отключена или подключена НПС к нефтепроводу).

В п. устанавливается величина отклонений давления на приеме и на выходе НПС определяющая границы (диапазон) давлений характеризующих нормальную работу нефтепровода в установившемся режиме. Вводится на НПС оператором после 10 минут работы нефтепровода установившимся режимом.

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически средствами автоматики и телемеханики НПС.

Контроль параметра осуществляется автоматически системой автоматики НПС, через Т М средствами СДКУ.

Установившийся режим работы нефтепровода - это режим работы нефтепровода, при котором обеспеченна заданная производительность, завершены все необходимые пуски и остановки НПС и отсутствуют изменения (колебания) давления в течении 10 минут.

В п .п. и указывается величина отклонения давления от установившегося давления на выходе и приеме НПС. Верхняя граница давления на выходе НПС устанавливается на 2 кгс/см 2 больше установившегося рабочего давления, но не более максимально допустимого указанного в технологической карте. Нижняя граница давления на приеме НПС устанавливается на 0,5 кгс/см 2 меньше установившегося ра бочего давления, но не меньше минимально допустимого давления указанного в технологической карте. Аналогично устанавливается граница максимального давления на приеме НПС и минимального давления на выходе НПС.

В п. указывается максимально и минимально допустимый перепад давления на фильтрах грязеуловителях, согласно РД 153-39 ТМ 008-96 .

Ввод осуществляется автоматически системой автоматики НПС.

Контроль осуществляется средствами системы автоматики НПС и СД КУ.

В п. указывается номинальная нагрузка электродвигателя МА согласно паспорта.

Ввод осуществляется автоматически системой автоматики НПС.

Контроль

В п. указывается номинальная нагрузка электродвигателя ПА согласно паспорта.

Ввод

Контроль осуществляется средствами системы автоматики НПС и СДКУ.

В п. указывается максимально допустимая вибрация магистрального насоса, порог срабатывания (уставка) агрегатной защиты согласно РД 153-39 ТМ 008-96 .

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически системой автоматики НПС.

Контроль осуществляется средствами системы автоматики НПС и СДКУ.

В п. указывается максимально допустимая вибрация подпорного насоса, порог срабатывания (уставка) агрегатной защиты согласно РД 153-39 ТМ 008-96 .

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически системой автоматики НПС.

Контроль осуществляется средствами системы автоматики НПС и СДКУ.

Через ТМ передается одно максимальное значение вибрации подпорного насоса для контроля средствами СДКУ.

В п. указывается наработка магистрального агрегата согласно РД 153-39 ТМ 008-96 .

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически по оперативным данным СДКУ.

Контроль за данным нормативным параметром осуществляется средствами СДКУ. Фактическая наработка не должна превышать нормативный показатель.

В п. указывается максимальная допустимая непрерывная наработка М А до перехода на резервный 600 часов согласно Регламента «Обеспечения сменности работающих и находящихся в резерве магистральных агрегатов НПС ».

В п. указывается наработка МА до капитального ремонта согласно РД 153-39 ТМ 008-96 .

В п. указываются аналогичные п. параметры для ПА согласно РД 153-39 ТМ 008-96 .

В п.п. и указывается нормативное количество соответственно магистральных и подпорных агрегатов НПС находящихся в состоянии АВР, но не менее чем по 1 агрегату МА и ПА.

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически системой автоматики НПС.

Контроль осуществляется средствами системой автоматики НПС и СД КУ.

В п. указывается положение вводных и секционных выключателей.

В п. указывается нормативный показатель положения вводных выключателей ВКЛЮЧЕНО.

В п. указывается нормативный показатель положения секционных выключателей ОТКЛЮЧЕНО.

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически системой автоматики НПС.

Контроль осуществляется средствами системы автоматики НПС и СДКУ.

В п. указывается исчезновение напряжения на шинах 6 -10 кВ.

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически системой автоматики НПС.

Контроль осуществляется средствами системы автоматики НПС и СДКУ.

В п. указывается количество отключений МА и ПА по срабатыванию защиты А ЧР.

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически системой автоматики НПС.

Контроль осуществляется средствами системы автоматики НПС и СДКУ.

Раздел Линейная часть

В п. указывается величина максимально допустимого давления на каждом КП при максимальном режиме работы нефтепровода. Рассчитывается для каждого КП на основании утвержденных ОАО МН режимов работы нефтепровода.

Ввод текущих фактических параметров осуществляется средствами ТМ.

Контроль осуществляется средствами СД КУ.

В п. указывается нормативная величина давления на К П подводного перехода. Определяется по Регламенту технической эксплуатации переходов МН через водные преграды.

Ввод

Контроль

В п. указывается величина максимального и минимального защитного потенциала на КП, норматив определяется по ГОСТ Р 51164-98 .

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически через ТМ.

Контроль осуществляется средствами СДКУ.

В п. указывается максимальный допустимый уровень в емкости сбора утечек на КППСОД составляющий не более 30 % от максимального объема емкости.

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически через ТМ.

Контроль осуществляется средствами СДКУ.

В п. указывается наличие или отсутствие напряжения на вдольтрассовой ЛЭ П, электропитание КП. Нормативный показатель «наличие» напряжения питания ПКУ.

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически через ТМ.

Контроль осуществляется средствами СДКУ.

В п. указывается несанкционированный доступ (открытие дверей б/б ПКУ без заявки и сообщения диспетчеру РНУ). Нормативный показатель 0.

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически через ТМ.

Контроль осуществляется средствами СДКУ.

В п. указывается нормативный показатель «закрыто» 3 или «открыто» О, при самопроизвольном изменении положения задвижек на линейной части возникает сигнал отклонения от нормативного параметра. Нормативный показатель 0.

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически через ТМ.

Контроль осуществляется средствами СДКУ.

Раздел УУН

В п. отображается фактический мгновенный расход по ИЛ в реальном времени в режиме просмотра.

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически средствами Т М с УУН в реальном времени.

Контроль осуществляется через ТМ средствами СД КУ.

В п. указывается содержание воды в нефти.

Ввод текущих фактических параметров при на личии возможности осуществляется автоматически п о данным Б КК средствами Т М или в ручном режиме каждые 12 часов.

Контроль осуществляется средствами СДКУ.

В п. указывается максимально допустимая плотность нефти.

Ввод КК средствами ТМ или в ручном режиме каждые 12 часов.

Контроль осуществляется средствами СДКУ.

В п. указывается максимально допустимая вязкость нефти.

Ввод текущих фактических параметров при наличии возможности осуществляется автоматически по данным БКК средствами ТМ или в ручном режиме каждые 12 часов.

Контроль осуществляется средствами СДКУ.

В п. указывается максимально допустимое содержание серы в нефти.

Ввод текущих фактических параметров при наличии возможности осуществляется автоматически по данным Б КК средствами ТМ или в ручном режиме каждые 12 часов.

Контроль осуществляется средствами СДКУ.

В п. указывается максимально допустимое содержание хлористых солей по данным хим. анализа.

Ввод контролируемого параметра осуществляется в ручном режиме каждые 12 часов.

Контроль осуществляется средствами СДКУ.

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

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

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

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

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

где m - масса системы;

q - коэффициент жесткости системы;

Х - текущее значение вибросмещения;

Текущее значение виброскорости;

Текущее значение виброускорения;

Амплитуда вынуждающей силы;

Угловая частота вынуждающей силы.

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

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

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

Реактивное сопротивление равно нулю при резонансе, которому соответствует частота

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

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

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

· замена клепки сваркой;

· динамическая и статическая балансировка механизмов;

· смазка и чистота обработки взаимодействующих поверхностей;

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

· замена подшипников качения на подшипники скольжения;

· применение конструкционных материалов с повышенным внутренним трением.

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

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

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

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

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

· установка специальных демпферов.

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

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

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

· установка агрегатов на массивный фундамент.

6. Индивидуальные средства защиты.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Выводы по пятому разделу

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

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