В чем заключается предмонтажное и техническое обслуживание арматуры
Ревизия запорной арматуры и выявление дефектов в процессе эксплуатации
Содержание статьи
Своевременное выявление дефектов запорной арматуры — важный этап процесса её эксплуатации. Причины выхода арматуры из строя могут быть разными: производственными, конструкционными, или эксплуатационными. Кроме производственного брака, причиной дефектов могут стать нарушения условий хранения арматуры на складе или в процессе транспортировки. Как бы то ни было, чтобы выявить и устранить любые неисправности, перед монтажом следует провести тщательную проверку запорной арматуры.
Что входит в ревизию запорной арматуры?
Комплекс работ и операций, проводимых с целью такой проверки, называется ревизией запорной арматуры. Состав работ ревизии запорной арматуры обычно таков:
Во время осмотра внешнего состояния арматуры особое внимание уделяют качеству деталей, уплотнительных материалов, сальниковой набивки. На поверхности деталей не должно быть трещин, сколов, раковин и других подобных дефектов. Резьба должна иметь полный профиль, без заусенцев и сорванных витков.
Отдельно проверяют плавность хода запорных органов арматуры. Проводя ревизию задвижек, необходимо убедиться, что шпиндель отполирован.
Для проверки качества уплотнительных поверхностей на них в нескольких местах наносят мелом риски, после чего проворачивают на четверть оборота в обоих направлениях. Риски должны стираться равномерно, что говорит о хорошо притёртых уплотнительных поверхностях.
Действия, которые включает в себя ревизия запорной арматуры, могут разниться. Проводимые в процессе ревизии операции определяются следующими критериями:
Так, например, запорная арматура, предназначенная для установки на трубопроводах I категории, подлежит обязательной ревизии перед монтажом, безотносительно срока хранения, материала и наличия документации. Но даже не подлежащая обязательной ревизии арматура должна быть тщательно осмотрена, проверена на комплектность и лёгкость открытия/закрытия.
Местом проведения ревизии запорной арматуры служат либо специально приспособленные для этого помещения, либо непосредственно монтажная площадка, при условии наличия на ней необходимого оборудования и приспособлений.
Задвижки, краны и вентили испытывают гидравлическим или пневматическим давлением.
После проведения всех необходимых операций составляют Акт ревизии запорной арматуры* (пример бланка такого акта приведен в приложении к данной статье).
Дефектация запорной арматуры
Трубопроводная арматура в процессе эксплуатации подлежит периодическим проверкам. Периодичность ревизии запорной арматуры технологических трубопроводов определяется технологическим регламентом предприятия, и зависит от категории трубопровода, условий его эксплуатации, скорости коррозионного износа, и других характеристик. К примеру, периодичность ревизии запорной арматуры на трубопроводах I и II категорий составляет один раз в год, при скорости коррозии до 0,1 мм/год.
Указания по дефектации арматуры сформулированы в Стандарте ЦКБА СТ ЦКБА 099 (1 ред.-2011) Ремонт трубопроводной арматуры — Общее руководство по ремонту, п. 4.2. Также методы контроля и испытаний трубопроводной арматуры перечислены в ГОСТ Р 53402-2009.
Перед осмотром запорной арматуры необходимо отключить участок трубопровода (или оборудования), на котором она установлена. Осмотр проводят с целью проверки запорной арматуры на соответствие требованиям нормативной документации по:
По результатам осмотра заполняют журнал, где указывают наименование, обозначение и заводской номер арматуры, дату проведения дефектации, описание обнаруженных дефектов.
В справочном Приложении А к СТ ЦКБА 099 указан Перечень возможных дефектов, приводящих к отказам, и мероприятия по их устранению.
Отказ запорной арматуры
Отказ запорной арматуры может быть полным или частичным. Полный отказ заключается в невозможности изменения положения рабочего органа, или течи рабочей среды в окружающее пространство, приводящим к невозможности функционирования трубопровода.
Частичный отказ выражается в пропуске потока рабочей среды через арматуру в закрытом положении, который, всё же, не становится причиной выхода из строя участка трубопровода или объекта, на котором установлена неисправная арматура. Частичный отказ увеличивает расход рабочей среды, что ухудшает экономические показатели эксплуатации арматуры.
Существуют поломки и неисправности, при которых арматуру не ремонтируют, а заменяют. Разрыв корпуса, и другие подобные дефекты запорной арматуры, подлежащей замене, могут стать причиной серьёзных аварий.
Дефекты задвижек
Задвижки относятся к наиболее распространённым типам запорной арматуры. Таким образом, проверку работоспособности задвижек можно назвать основным видом работ в процессе ревизии состояния запорной арматуры.
К наиболее часто встречающимся поломкам и дефектам задвижек можно отнести:
Все поломки задвижек можно свести к двум случаям: невозможно (или затруднено) управление положением затворного механизма, или нарушена герметичность задвижки. Поэтому важным этапом ревизии является проверка запорной арматуры на герметичность.
Проверку арматуры на герметичность проводят после испытания на прочность. Проверка заключается в контроле качества притирки уплотнительных поверхностей деталей запорного органа, качества сборки разъёмных соединений.
Уровень требований, предъявляемых к герметичности запорной арматуры, зависит от условий её эксплуатации. Всего существует три класса герметичности: I — запорная арматуры для взрывоопасных и токсичных сред; II — для пожароопасных, и III — для всех прочих сред.
Понравилась статья? Расскажите друзьям
Работ, выполняемых при техническом обслуживании и ремонте запорно-регулирующей арматуры.
Техническое обслуживание запорной арматуры
Регламент технического обслуживания.
Одним из условий надежной работы запорно-регулирующей арматуры является организация и обязательное выполнение системы планово-предупредительных ремонтов (ППР). Система ППР включает в себя совокупность организационно-технических мероприятий по надзору, техническому обслуживанию и ремонту запорной арматуры, способствующих увеличению долговечности её работы, предупреждению аварий на газопроводах, повышению культуры эксплуатации.
Система ППР не предусматривает внеплановые работы, связанные с аварийными отказами, вызванными неудовлетворительным монтажом или неправильной эксплуатацией запорно-регулирующей арматуры.
Плановым осмотром называется комплекс ремонтно-профилактических работ для контроля технического состояния кранов, выявления возникающих дефектов, своевременного предупреждения появления неисправностей. При его проведении устраняют только те неисправности, при которых невозможна нормальная эксплуатация кранов до ближайшего ремонта. Перечень работ и их периодичность, выполняемых при плановом осмотре запорно-регулирующей арматуры приводится в таблице 2.
Текущим ремонтом называется комплекс работ по контролю за техническим состоянием кранов, выявлению и устранению возникших дефектов, связанных с разборкой отдельных узлов. Перечень работ и их периодичность, выполняемых при плановом осмотре запорно-регулирующей арматуры приводится в таблице 2.
Капитальным ремонтомназывается ремонт, выполняемый для восстановления исправности и полного или близкого к полному восстановлению ресурса оборудования изделия с заменой или восстановлением любых его частей, включая базовые.
Запорно-регулирующая арматура подлежит замене только после проведения всех необходимых мероприятий по устранению негерметичности, восстановлению работоспособности и составления соответствующего акта-заключения с привлечением специалистов УЗА ИТЦ. Вырезанная запорная арматура, кроме кранов отслуживших более 15 лет, подлежит консервации для последующей отправки в ремонт на специализированные предприятия. Вырезанную запорную арматуру запрещается разукомплектовывать, демонтировать приводы и навесное оборудование. Техническую жидкость из гидросистемы привода сливать категорически запрещается.
Перед врезкой новой запорно-регулирующей арматуры, на ней проводят комплекс работ специализированными организациями, с которыми заключен договор или бригадами по обслуживанию ЗА ЛПУМГ.
Аварийный запас запорно-регулирующей арматуры хранится в соответствии с утвержденными перечнями на базах УМТС и в ЛПУМГ.
Срок хранения запорно-регулирующей арматуры не более 5 лет с момента изготовления. До достижения этого срока она должна быть установлена по назначению на МГ. Неснижаемый аварийный запас должен составлять не менее 40% от общего количества запорно-регулирующей арматуры.
Условия хранения должны обеспечить сохранность заводской упаковки, исправность крана, комплектующих узлов и деталей.
Дополнительно к плановым осмотрам, проводимым согласно таблице 2, сменным персоналом проводятся ежедневные осмотры (ТО-1), перечень работ и периодичность которых указана в таблице 1.
Для упорядочения работ составляется карта проведения ТО-1 для сменного персонала, согласно которой все краны технологической обвязки закрепляются за сменами. О выявленных неисправностях делается запись в журнале дефектов.
В случае необходимости выполнения специализированных работ, привлекаются специалисты сторонних организаций.
После устранения дефектов и неисправностей делается соответствующая запись в журнале технического обслуживания.
Таблица 1.
Перечень
Работ выполняемых при проведении ТО-1 запорной арматуры
| № п/п | Содержание работ | Периодичность | Исполнитель |
| 1. | Проверка комплектности основных узлов, выявление поломок и внешних неисправностей. | Ежесменно | Сменный персонал |
| 2. | Проверка блоков управления и разъёмных соединений на отсутствие утечек газа и их ликвидация. | Ежесменно | Сменный персонал |
| 3. | Проверка герметичности корпуса крана по фланцам, сварным соединениям и шпинделю. | Ежесменно | Сменный персонал |
| 4. | Проверка заданного положения рукояток распределителей гидронасосов краников режима работ и вентилей. | Ежесменно | Сменный персонал |
| 5. | Осмотр гидробаллонов, гидроцилиндров и маслопроводов с целью обнаружения утечек масла и их ликвидации. | Ежесменно | Сменный персонал |
| 6. | Проверка крайнего положения шарового затвора (по указателю) | Ежесменно | Сменный персонал |
| 7. | Осмотр обратных клапанов и их масляных амортизаторов с целью обнаружения утечек масла и газа, ослабления крепежа и повреждения уплотнений. | Ежесменно | Сменный персонал |
Таблица 2.
ПЕРЕЧЕНЬ
работ, выполняемых при техническом обслуживании и ремонте запорно-регулирующей арматуры.
| № п/п | Содержание работ | Периодичность | Исполнитель |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 19 | Проверка комплектности основных узлов, выявление поломок и внешних неисправностей, наличие всех надписей и табличек | 1 раз в месяц | Специализирован-ные бригады, эксплуатационный персонал |
| 20 | Внешний осмотр оборудования КИП и А и проверка герметичности соединений | 1 раз в месяц | Специализирован-ные бригады, эксплуатационный персонал |
| 21 | Проверка правильности установки клинового затвора в крайнее положение при помощи штурвала. | 1 раз в месяц и после каждой перестановки клина. | Специализирован-ные бригады, эксплуатационный персонал |
| 22 | Проверка герметичности корпуса запорной арматуры по фланцам, сварным соединениям, шпинделю, сальниковой камеры. | 1 раз в месяц | Специализирован-ные бригады, эксплуатационный персонал |
| 23 | Проверка настройки путевых выключателей. | 1 раз в 3 месяца | Специализирован-ные бригады, эксплуатационный персонал |
| 24 | Проверка контровки крепежных соединений и герметичности резьбовых соединений трубопроводов. | 1 раз в месяц | Эксплуатационный персонал |
| 25 | Проверка работоспособности нагревательной ленты (при наличии). | 1 раз в месяц (кроме летнего периода времени) | Эксплуатационный персонал служб АСУ, А и ТМ, ГКС. |
| 26 | Проверка уровня масла в маслобаке блока регулирования и давления газа в поршневом аккумуляторе. | 1 раз в месяц | Эксплуатационный персонал |
| 27 | Проверка смазки подшипников электродвигателя масляного насоса в блоке электрогидравлического управления. | 1 раз в год | Эксплуатационный персонал служб АСУ, А и ТМ, ГКС. |
| 28 | Проверка электрических параметров электродвигателя масляного насоса. | 1 раз в 6 месяцев | Эксплуатационный персонал службы АСУ, А и ТМ |
| 29 | Проверка лакокрасочного покрытия крана. | 1 раз в год | Ответственные лица, назначенные приказом по предприятию |
| 30 | Проверка соответствия технической документации. | 1 раз в год | Ответственные лица, назначенные приказом по предприятию |
| 31 | Проверка наличия и уровня гидрожидкости в приводе. | 1 раз в год | Ответственные лица, назначенные приказом по предприятию |
| 32 | Проверка консервационной смазки на внутренней поверхности затвора, присоединительных патрубков крана и на всех неокрашенных поверхностях. | 1 раз в год | Ответственные лица, назначенные приказом по предприятию |
| 33 | Проверка целостности заглушек проходных и технологических отверстий. | 1 раз в год | Ответственные лица, назначенные приказом по предприятию |
| 34 | Проверка комплектности основных узлов. | 1 раз в год | Ответственные лица, назначенные приказом по предприятию |
| Объем работ предусмотренный плановым осмотром. | Согласно планового осмотра | Специализированные бригады | |
| 1 | Зачистка мест, подверженных коррозии, грунтовка. Окраска внешних поверхностей наземной части крана. | 1 раз в год | Специализирован-ные бригады |
| 2 | Подтяжка всех резьбовых соединений приводов, гидроцилиндров, удлинительных колонн и навесного оборудования. | По результатам осмотра | Специализирован-ные бригады |
| 3 | Чистка фильтров-осушителей и замена адсорбента с последующей его регенерацией. | В зависимости от влажности газа, но не реже 1раза в год. | Специализирован-ные бригады |
| 4 | Дозаливка гидрожидкости в демпферы обратных клапанов. | По результатам осмотра | Специализирован-ные бригады |
| 5 | Дозаливка гидрожидкости в баллоны кранов. | По результатам осмотра | Специализирован-ные бригады |
| 6 | Удаление воздуха из гидроцилиндров кранов. | По результатам осмотра. | Специализирован-ные бригады |
| 7 | Регулировка крайнего положения шарового затвора. | По результатам осмотра | Специализирован-ные бригады |
| 8 | Вскрытие обратных клапанов, очистка внутренней полости и ревизия всех узлов, в процессе которой производится проверка стопорения валов (полуосей) кронштейнов и плавность хода затвора | При плановых остановах цеха. | Специализирован-ные бригады |
| 9 | Ревизия гидросистемы, удаление влаги и шлама. | 1 раз в год | Специализирован-ные бригады |
| 10 | Ревизия и смазка исполнительного механизма. | 1 раз в год | Специализирован-ные бригады |
| 11 | Ревизия и ремонт оборудования КИП и А. Измерение сопротивления изоляции и заземления | 1 раз в год | Специализирован-ные бригады |
| 13 | -краны негерметичные. | По результатам планового осмотра и после закрытия крана | Специализирован-ные бригады |
| 14 | Полная замена гидрожидкости в приводе. | Согласно тех. паспорта на гидрожидкость | Специализирован-ные бригады |
| 15 | Подтяжка всех резьбовых соединений приводов. | По результатам осмотра | Специализирован-ные бригады |
| 16 | Чистка фильтров-осушителей и замена адсорбента, сброс влаги и твердых частиц из конденсационного сепаратора. | Периодически в зависимости от влажности газа, но не реже 1 раза в год. | Эксплуатационный персонал |
| 17 | Подтяжка всех резьбовых соединений. | По результатам осмотра | Эксплуатационный персонал |
| 18 | Дозаливка масла в маслобак блока регулирования, подзарядка поршневого аккумулятора инертным газом. | По результатам осмотра | Эксплуатационный персонал |
| 19 | Регулировка каналов измерений давления газа Р1 (вход газа на регулятор, при наличии), Р2 (выход газа из регулятора). | Не реже 1 раза в 6 месяцев | Специалисты АСУ, А и ТМ |
| 20 | Подзарядка встроенной аккумуляторной батареи в электронном блоке управления при длительном складском хранении или длительном перерыве в работе. | Согласно техническому паспорту. | Специалисты АСУ, А и ТМ |
| 21 | Настройка программного обеспечения блока управления крана-регулятора, диагностика исполнительного механизма и регулирующего органа крана-регулятора. Настройка концевых выключателей ЭПТ на ДКД | 1 раз в год | Специалисты по ЗА, АСУ, А и ТМ |
| 22 | Проверка смазки подшипников электродвигателя масляного насоса в блоке электрогидрвлического управления. | 1 раз в год | Эксплуатационный персонал служб АСУ, А и ТМ, ГКС. |
| 23 | Проверка электрических параметров электродвигателя масляного насоса. | 1 раз в год | Эксплуатационный персонал службы ЭС |
| 24 | Переконсервация ЗРА. | 1 раз в 30 месяцев | Эксплуатационные службы, ответственные за хранение. |
Результаты осмотра, обнаруженные неисправности и способы их устранения должны быть отражены в паспорте на запорно-регулирующую арматуру за подписью ответственных лиц.
По результатам проведения регламентных работ составляется дефектная ведомость, которая является основным техническим документом для проведения ремонтов.
В дефектной ведомости указывается объем предполагаемых работ, потребность в материалах и запасных частях, необходимые механизмы, подъемно-транспортные средства и приспособления, составляется перечень работ которые можно выполнить при плановых остановах.
Типовой объем работ по техническому обслуживанию и ремонту арматуры и обратных затворов
Эксплуатация запорной арматуры
Эксплуатация запорной арматуры подразумевает под собой множество операций, обеспечивающих выполнение основных функций системы трубопровода – транспортировку жидкостных и газообразных сред. К таким операциям можно отнести:
Эксплуатация запорной арматуры начинается с правильного монтажа на трубопровод и его подготовки. Для арматуры с Ду выше 500мм необходимы грузоподъемные механизмы-тали, лебедки либо краны. Для трубопровода, на который устанавливается арматура диаметром свыше 500 мм., перед монтажом устанавливаются опоры. В случае монтажа приварным методом, Все сварные швы проверяются ультразвуком и составляется ведомость всех швов. В случаях резьбового или фланцевого монтажа, качественный монтаж проводится квалифицированными специалистами с использованием профессионального ручного инструмента. Использование динамометрического ключа во время затягивания шпилек исключает возможность поломки фланцев арматуры и срыва резьбы крепежа. При затяжке запорной арматуры с внешней и внутренней резьбой также осуществляется динамометрическим ключом во избежание поломки резьбового участка. После монтажа проводится пробное тестирование трубопровода на протечки. Наиболее часто для этих целей используют воду. После завершения тестирования составляется акт с указанием всех выявленных нарушений и после их устранения трубопровод принимается инспектором Ростехнадзора.
На рынке трубопроводной арматуры представлены множество видов устройств различного назначения, наибольший сегмент занимает запорная арматура. Для каждого запорного устройства есть свои условия эксплуатации. Нельзя выделить какие-то основные условия эксплуатации запорной арматуры, все они являются обязательными их неукоснительное выполнение это необходимость и важное условие надёжной эксплуатации трубопроводов и оборудования. В случае нарушения паспортных эксплуатационных правил время эффективного использования оборудования может быть снижено, либо может привести к чрезвычайным внештатным ситуациям на участках трубопровода. Для обеспечения стабильной эксплуатации трубопроводов проектанты изначально рассчитывают конфигурацию трубопровода с узлами управления потоками, защитными и предохранительными устройствами. Особенность запорной арматуры – эксплуатация ведётся только в двух рабочих положения «закрыто» и «открыто», и недопустимо с её помощью выполнять регулировку потоков. По функционалу и конструкции выделяются основные типы запорной арматуры:
Все основные требования по эксплуатации запорной арматуры Вы можете прочитать в инструкции по эксплуатации или в паспорте изделия.
Типовой объем работ по техническому обслуживанию и ремонту арматуры и обратных затворов
⇐ ПредыдущаяСтр 7 из 25Следующая ⇒
7.2.1 Для поддержания арматуры и обратных затворов в работоспособном состоянии при эксплуатации выполняются:
— техническое обслуживание ТО 1;
— сезонное обслуживание ТО 2;
— капитальный ремонт (КР);
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.
7.2.2 Периодичность и объем работ по техническому обслуживанию и ремонту арматуры должны соответствовать требованиям документации на конкретный вид арматуры и настоящего раздела (таблица 7.1).
Сроки выполнения технического обслуживания и ремонта должны определяться с учетом плановых остановок НПС и линейной части МН.
Таблица 7.1 — Периодичность и типовой объем работ по техническому обслуживанию и ремонту арматуры и обратных затворов
| Типовой объем работ | Периодичность выполнения работ | |||
| ТО 1, мес. | ТО 2 | ТР, мес. | СР, лет | |
| Задвижки: | ||||
| клиновые DN 50-250 мм | Два раза в год1 | |||
| клиновые, шиберные DN 300-1200 мм | Два раза в год1 | 152 | ||
| 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 | + | + | + | + |
| Проверка исправности всех подвижных частей арматуры и электропривода | + | + | + | + |
| Подтяжка сальникового уплотнения или его замена | + | + | + | + |
| Техническое обслуживание электропривода3 | + | + | + | — |
| Контроль наличия смазки и ее пополнение в редукторе электропривода с учетом требований заводов-изготовителей | + | + | + | + |
| Чистка наружных поверхностей, устранение подтеков нефти и масла | + | + | + | + |
| Проверка подводящих кабелей и крепления клемм электродвигателя | + | + | + | + |
| Проверка крепления и герметичности защитного кожуха шпинделя арматуры | + | + | + | + |
| Сброс избыточного давления из корпуса задвижек при температуре окружающей среды свыше 30 °С | + | + | + | + |
| Контроль герметичности затвора в соответствии с п. 7.2.3 | + | + | + | + |
| 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. Контроль осуществляется в местном и дистанционном режимах управления путем страгивания, незначительного перемещения до 10 % и возврата запорного органа в исходное положение | — | + | + | + |
| Контроль срабатывания и настройка муфты ограничения крутящего момента | — | + | + | + |
| Контроль срабатывания и настройка конечных (путевых) выключателей | — | + | + | + |
| Проверка плавности перемещения всех подвижных частей арматуры и прямолинейности выдвижной части шпинделя | — | + | + | + |
| Проверка резьбы шпинделя на отсутствие повреждений | — | + | + | + |
| Проверка защиты электродвигателя от перегрузок и перекоса фаз | — | + | + | + |
| 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) | — | — | + | + |
| Восполнение смазки подшипникового узла шпинделя | — | — | + | + |
| 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 | — | — | + | + |
| Набивка или замена сальников, нажимной втулки | — | — | + | + |
| Прогонка шпинделя по гайке на всю рабочую длину | — | — | + | + |
| Обтяжка фланцевых уплотнений | — | — | + | + |
| 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 | — | — | + | + |
| вид арматуры. При отсутствии данного требования обтяжка фланцевых соединений проводится: — первый раз через 6 месяцев после установки арматуры в объеме проведения ТО 2; — второй раз через год; — далее один раз в пять лет, а также в случае обнаружения подтеков нефти. 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 50-250 мм | — | — | + | + |
| Замена электропривода для капитального ремонта на специализированном предприятии после 15 лет эксплуатации | — | — | + | + |
| Кроме того, для клиновых задвижек при среднем ремонте проводится: | ||||
| Снятие крышки, разборка, проверка технического состояния всех деталей и, при необходимости, их ремонт или замена | — | — | — | + |
| Замена подшипника бугельного узла | — | — | — | + |
| Замена сменных частей арматуры, при обнаружении дефектов | — | — | — | + |
| Зачистка и промывка посадочного паза затвора клиновых задвижек от механических примесей | — | — | — | + |
| Проверка состояния уплотнительных поверхностей корпуса и затвора, их очистка и шлифовка | — | — | — | + |
| Гидравлические испытания в соответствии с п. 7.2.11 | — | — | — | + |
| Обратные затворы | Два раза в год1 | |||
| Визуальная проверка герметичности относительно внешней среды, в том числе демпфирующих устройств, фланцевого соединения (корпус-крышка), в случае необходимости, его обтяжка | + | + | + | + |
| Чистка наружных поверхностей, устранение подтеков нефти | + | + | + | + |
| Проверка работоспособности демпфирующих устройств и их восстановление | — | + | + | + |
| Контроль уровня масла в демпфирующих устройствах, добавление масла | — | + | + | + |
| Контроль герметичности затвора в соответствии с п. 7.2.3 | — | — | + | + |
| Обтяжка фланцевого соединения корпус-крышка аналогично задвижкам | — | — | + | + |
| Разборка и зачистка внутренних полостей от грязи и отложений | — | — | — | + |
| Проверка состояния уплотнительных поверхностей корпуса и крышки, корпуса и захлопки их очистка и шлифовка | — | — | — | + |
| Замена втулок и демпфирующих устройств | — | — | — | + |
| Замена прокладки между корпусом и крышкой | — | — | — | + |
| Гидравлические испытания обратных затворов в соответствии с п. 7.2.11 | — | — | — | + |
| Шаровые краны | Два раза в год1 | — | — | |
| Контроль герметичности шарового крана относительно внешней среды | + | + | — | — |
| Ввод уплотняющей пасты по штоку | + | + | — | — |
| Чистка наружных поверхностей | + | + | — | — |
| Проверка состояния электропривода и крепления клемм электродвигателя | + | + | — | — |
| Проверка работоспособности шарового крана путем полного открытия-закрытия шара, контроль плавности перемещения и отсутствия заедания подвижных элементов. В случае невозможности выполнения этого цикла — контроль исправности шарового крана частичным до 10 % закрытием (открытием) шара | — | + | — | — |
| Ввод уплотняющей пасты по штоку и, при негерметичности, замена верхнего уплотнения штока | — | + | — | — |
| Контроль герметичности затвора в соответствии с п. 7.2.3 | — | + | — | — |
| Примечания 1 При подготовке к осенне-зимнему и весеннему периоду эксплуатации. 2 Средний ремонт шиберных задвижек не проводится. 3 Техническое обслуживание и ремонт электроприводов арматуры проводится в объеме и в сроки, указанные в Руководстве по эксплуатации и техническому обслуживанию электропривода. 4 Технические осмотры запорной арматуры, обратных затворов проводятся: дежурным персоналом — 1 раз в смену; инженерами служб — 1 раз в неделю; заместителем начальника НПС — 2 раза в месяц; начальником НПС — 1 раз в месяц при общем обходе НПС. |
7.2.3 Контроль герметичности затвора запорной арматуры и обратных затворов совмещается с плановыми остановками МН и НПС и выполняется согласно Регламенту входного контроля, технического обслуживания, ремонта, технического освидетельствования запорной арматуры и обратных затворов объектов магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть».
Периодичность проведения контроля герметичности затвора арматуры и обратных затворов приведена в таблице 7.2.
Таблица 7.2 — Периодичность контроля герметичности затвора арматуры и обратных затворов
| Наименование объекта | Периодичность, мес. | Выполнение при проведении |
| Арматура отсекающая магистральные и подпорные агрегаты | ТО 2 | |
| Отсекающая арматура установленная на входе и выходе НПС | ТО 2 | |
| Арматура установленная на ПРП резервуаров | ТО 2 | |
| Обратные затворы | ТР | |
| Арматура основных и резервных подводных переходов многониточных нефтепроводов | ТО 1 | |
| Арматура однониточных подводных переходов нефтепроводов | ТО 2 | |
| Арматура линейной части магистральных нефтепроводов, включая ответвления и лупинги | ТР | |
| Задвижки технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС | ТР | |
| Шаровые краны технологических нефтепроводов НПС | ТО 2 |
Для контроля герметичности затвора создается перепад давления равный 0,1-0,2 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.
7.2.4 Диагностический контроль задвижек осуществляется в соответствии с РД «Положение о порядке проведения технического освидетельствования и продления срока службы трубопроводной арматуры нефтепроводов».
Диагностический контроль задвижек, обратных затворов и шаровых кранов осуществляется акустико-эмиссионным или магнитометрическим, ультразвуковым, капиллярным (магнитопорошковым) методами. При этом проводится измерение толщины стенок.
7.2.5 Ультразвуковое измерение толщины стенок при проведении диагностического контроля арматуры проводится в определенных контрольных точках.
7.2.6 При выявлении негерметичности или недопустимых дефектов корпуса, а также невозможности восстановления работоспособности задвижек обратных затворов и шаровых кранов при проведении ремонтов на НПС оборудование подлежит демонтажу и ремонту на специализированном предприятии (ЦБПО).
7.2.7 Задвижки, установленные на приеме и нагнетании магистральных и подпорных насосов, после среднего ремонта подвергаются гидравлическим испытаниям водой давлением 1,25Рраб (где Рраб — максимально разрешенное рабочее давление в коллекторе НА) в течение не менее 30 мин. 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 1,1Рраб 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 0,1-0,3 МПа под крышку.
После среднего ремонта задвижек проводится также испытание на герметичность затвора задвижек в соответствии с «Регламентом входного контроля, технического обслуживания, ремонта, технического освидетельствования запорной арматуры и обратных затворов объектов МН ОАО «АК «Транснефть».
7.2.8 Арматура после ремонта и испытаний должна соответствовать классу герметичности затвора, указанному в таблице 7.3.
Таблица 7.3 — Классы герметичности затвора арматуры в линейно-технологической схеме нефтепроводов
| Место расположения арматуры | Вид арматуры | Класс герметичности затвора |
| Узлы подключения задвижек на входе и выходе НПС, задействованные в системе общестанционных защит на закрытие | Шиберная задвижка | А |
| Нагнетательные и всасывающие линии магистральных насосов (агрегатные задвижки) | Клиновая задвижка, шиберная задвижка | А |
| Узлы запуска, приема ВИП (трубопроводы по которым осуществляется продвижение ВИП) | Шиберная задвижка | А |
| Основные и резервные нитки подводных переходов | Шиберная задвижка | А |
| Приемо-раздаточные патрубки резервуаров | Клиновая задвижка, шиберная задвижка | А |
| Технологические трубопроводы НПС | Клиновая задвижка, шиберная задвижка | В, С |
| Линейная часть магистральных нефтепроводов, включая ответвления и лупинги | Клиновая задвижка, шиберная задвижка | А |
Протечки (пропуск среды) в затворе арматуры и обратном затворе по результатам испытаний на герметичность должны быть не более величин, указанных в таблицах 7.4 и 7.5.
Таблица 7.4 — Значения максимально допустимых протечек в затворе арматуры
| Испытательная среда | Класс герметичности | ||
| А | B | C | |
| Величина протечек при испытании водой (см3/мин) | Нет видимых протечек | 0,0006×DN | 0,0018×DN |
| Примечания 1 Определение протечек в затворе проводят при давлении в полости арматуры, равном 1,1 PN. 2 При определении протечек номинальный диаметр DN принимается в миллиметрах. Значения протечек соответствуют случаю истечения в атмосферу. 3 Класс герметичности для запорной арматуры указан в ТУ и паспорте на конкретный вид арматуры и должен соответствовать, в зависимости от расположения арматуры, таблице 7.3. 4 Температура воды — от 5 до 40 °С. 5. Погрешность измерений протечек не должна превышать: ± 0,01 см3/мин — для протечек 0,1 см3/мин; ± 0,5 % — для протечек более 0,1 см3/мин. 6 Сбор протечек осуществляется шприцем, измерение величины протечек — мензуркой с ценой деления 0,1 см3. |
Таблица 7.5- Нормы герметичности для обратных затворов