Дефекты в запорной арматуре

Острота проблемы технического обслуживания
и ремонта промышленной трубопроводной
арматуры (ПТА) возникла с началом
реформирования народного хозяйства
страны и формирования рыночных отношений.

В результате преобразований произошло
резкое увеличение стоимости ПТА, которая
стремительно приблизилась к мировому
уровню. Ограниченный объем финансовых
ресурсов потребителей ПТА заставил их
искать выход из сложного положения,
когда замена изношенной арматуры на
новую стала тяжелым экономическим
бременем.

В этих условиях потребители
арматуры и вспомнили о возможности
осуществления ремонта и начали его
проводить стихийно на низком техническом
уровне, но ставя задачу создания системы
технического обслуживания и ремонта
ПТА.

Эта ситуация и родила спрос
на-технические средства проведения
ремонта, технологические процессы,
методики оценки эффективности проведения
ремонтов, положения по организации
ремонтного производства, нормативы по

обеспечению качества и .д.

Необходимым условием нормального
функционирования системы технического
обслуживания и ремонта является
взаимодействие исполнителей, вооруженных
конструкторской и технологической
ремонтной документацией, техническими
средствами — в виде технологического
оборудования, технологической оснастки,
средствами диагностики, испытаний и
контроля процессом ремонта. В рыночных
условиях экономическая эффективность
является превалирующим фактором,
определяющим заинтересованность в
запуске и повседневном поддержании
нормального функционирования системы
технического обслуживания и ремонта.
О целесообразности проведения ремонта
ПТА свидетельствуют структура
технологических процессов, результаты
технико-экономических расчетов и
практические данные эффективности
эксплуатации специализированных
подразделений и организаций, осуществляющих
техническое обслуживание и ремонт ПТА.
Затраты на проведение мелкого, среднего
и капитального ремонтов находятся в
диапазоне от 7% до 50% стоимости новой
арматуры, что позволяет вполне определенно
утверждать, что в современных экономических
условиях и при современном уровне
качества трубопроводной арматуры
правильно организованный и в достаточной
мере технически оснащенный процесс
ремонта экономически выгоден потребителю
арматуры.
Свойства задвижек, возможность их
использования в различных производствах
зависят от многочисленных факторов. К
важнейшим факторам можно отнести
конструктивное оформление базовых
деталей, таких как корпус, клин, крышка,
применяемый для этих деталей материал,
способы получения заготовок, массогабаритные
характеристики.
Эксплуатация задвижек предполагает не
только сам процесс непосредственного
функционирования изделия, это еще и
надзор за состоянием трубопроводных
систем, технологического оборудования
и трубопроводной арматуры. для поддержания
в работоспособном состоянии оборудования,
трубопроводной арматуры и постоянного
обеспечения безопасности осуществляется
постоянный надзор, техническое
обслуживание и ремонт.

Клиновые задвижки с позиции обеспечения
герметичности в затворе и ресурса
герметичности являются наиболее сложным
объектом из всех типов запорной арматуры.
Они относятся к четырехповерхностным
системам. Для обеспечения герметичности
в них необходимо точно изготовить четыре
поверхности. При этом поверхности должны
точно располагаться относительно друг
друга.

Наибольшей технологической
проблемой является обеспечение точности
угловых параметров затвора. Для достижения
точности в технологическом процессе
ремонта должны использоваться или
специализированная технологическая
оснастка на универсальное оборудование,
или специализированное ремонтное
оборудование.

Технологические приемы
должны обеспечивать качество всей

совокупности метрических параметров.

Описание технологического процесса

Частичная разборка задвижки с целью ремонта, замены шпинделя или клина производится без демонтажа задвижки с трубопровода при отсутствии давления рабочей среды.

Разборку производить в следующем порядке :
— установите клин в верхнее положение ОТКРЫТО и снимите кожух и указатель ( для электропривода ОАО Тулаэлектропривод);
— установите клин в среднее положение, опустив его на 3/ 4 полного хода, если задвижка находится в положении ОТКРЫТО или подняв его на ј полного хода, если задвижка находится в положении ЗАКРЫТО ;
— снять электропривод;
— выверните на 2-3 оборота пробку и убедится в отсутствии давления среды в трубопроводе;
— снимите крепеж крышки;
— поднимите узел до выхода из корпуса. Отведите узел в сторону и установите клин в вертикальном положении на подкладках;

— выведите головку шпинделя из сопряжения с верхним пазом клина, после чего узел установите в горизонтальном положении на подкладках. При необходимости снятый узел можно полностью разобрать .

После осмотра и ремонта деталей и узлов соберите задвижку в следующем порядке:
— смажьте и уложите кольцо уплотнительное в проточку на торце корпуса;
— застропите крышку в сборе со шпинделем и стойкой в вертикальном положении, осторожно введите головку шпинделя в соответствующий паз клина и опустите собранный узел в полость корпуса. Узел опускайте медленно, направляя клин по направляющим между патрубками корпуса
Клин необходимо установить в прежней ориентации относительно патрубков корпуса;
— установите крепеж крышки и равномерно его затяните крутящим моментом по диаметрально-перекрестной схеме:

Мкр.=(70±7) кгс. м -для DN 500;

Мкр =(120±12) кгс. м — для DN 600;

Мкр =(140±14) кгс. м — для DN 700,800;

Мкр. =(190±19) кгс. м — для DN 1000,1200;

Дальше монтаж электропривода задвижки и проверка работоспособности задвижки.
Полная разборка задвижки для ремонта узла уплотнения производится только после демонтажа задвижки с трубопровода.
После сборки задвижку необходимо опрессовать давлением Рn =12,0 МПа при открытом затворе в соответствии с правилами, действующими на эксплуатируемом объекте Количество опрессовок пробным давлением — не более 10 за полный назначенный срок службы корпусных деталей.

Ремонт запорной арматуры на трубопроводах

Ремонт арматуры и трубопроводов

Основными дефектами трубопроводов являются нарушение плотности во фланцевых, муфтовых и фитинговых соединениях. Устраняют протечку подтяжкой фланцев, фитингов.

При продолжении течи соединение разбирают, проверяют уплотнительные поверхности, прокладки, уплотнения при необходимости заменяют, трещины в трубах.

Устраняют неисправности наложением хомутов, накладок, завариванием электро- или газосваркой. Трещины в медных трубах заделывают пайкой.

При ремонте трубопроводов соединения тщательно очищают от грязи, смазки, остатков полупродуктов и промывают. Неровности уплотнительных поверхностей зачищают напильниками, надфилями, шаберами, притирают с помощью абразивных паст и порошков. Резьбовые соединения трубопроводов уплотняют льняной нитью, паклей, суриком, белилами и специальными пастами.

Ремонт трубопроводов (категории указаны в табл. 20) проводится с учетом требований Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды, утвержденных Госгортехнадзором 10.03.70.

Под требование Правил не подпадают трубопроводы с параметрами 1 категории с наружным диаметром менее 51 мм и 2, 3 и 4 категорий с наружным диаметром менее 76 мм; сливные, продувочные и выхлопные, из неметаллических материалов; плавучих сооружений, АЭС и специальных установок.

Для ремонта трубопроводов, подпадающих под действие Правил, используются только материалы, разрешенные ими. Материалы, не имеющие паспортов или сертификатов, могут применяться только после испытания и контроля.

Изготовление, монтаж и ремонт трубопроводов и их элементов должны производиться предприятиями или организациями, располагающими необходимыми техническими средствами и подготовленным персоналом.

Изготовление и ремонт трубопроводов, подлежащих регистрации в органах Госгортехнадзора СССР, могут осуществляться только организациями, имеющими разрешение местных органов Госгортехнадзора регистрируются в местных органах технадзора трубопроводы 1 категории с условным проходом более 70 мм, а также 2 и 3 категорий с условным проходом более 100 мм. Другие трубопроводы регистрируются на предприятии – владельце трубопровода.

Разрешение на эксплуатацию на вновь смонтированный или отремонтированный трубопровод выдается участковым инспектором Госгортехнадзора СССР (для трубопровода, зарегистрированного в органах котлонадзора) и для трубопроводов, не зарегистрированных в котлонадзоре, – лицом на предприятии, ответственным за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов.

При ремонте разрешено применение всех промышленных методов сварки, обеспечивающих необходимую эксплуатационную надежность сварных соединений трубопровода. К сварочным работам допускаются сварщики, имеющие удостоверение.

Сварочные работы проводят при температуре окружающего воздуха не ниже 0°С. При монтаже трубопровода допускается применение сварки при температуре минус 20°С (при толщине свариваемых элементов до 16 мм).

В непогоду сварщик и место сварки должны быть надежно защищены.

Неисправность арматуры. Наиболее часто встречающимися дефектами являются износ и повреждения сальниковых уплотнений; задиры поверхностей уплотнения; износ седла и тарелки клапана вентиля; износ резьбы шпинделя. Меры по их устранению указаны в табл. 21.

Задвижка имеет полную регулировку от 0 до 100

Весь спектр и без заужений.
учитывая очень грязные стояки — лучший выбор по долговечности.

В 1 раз поставили на монтаже в Бердске — сисадмину Кенгуряха.
Исходные данные : стояк 1 дюйм И желание заказчика kenguraha : При монтаже нового радиатора хотелось бы максимально сохранить проходное сечение.
Без заужения стояка есть несколько методик :
Кенгуряха — это не Австралия!

Это не простой бердский сисАДмин: он долгое время работал в институте математики в Академе, короче Доцент — и очень прыгучий !Чем они там занимаются ? Обсчитывают правильную комплектацию на монтаж отопления ?Это кенгуру быстро и резво перепрыгнуло копченного: на 3/4 крану тоже происходит заужение — поставим кран на 1 дюйм! Дефекты в запорной арматуре kenguraha: Хотелось бы иметь возможность регулировать теплоотдачу радиатора. Какие варианты для этого есть, учитывая диаметр стояка?
Ладно думаю : щас мы этого математика быстро обломаем: на термо регулирующем вентиле всегда происходит заужение:

чисто конструктивно — дополнительное гидравлическое сопротивление:
В максимально открытом состоянии пропускает в 3 раза меньше воды, чем полнопроходной кран.
И на старуху бывает проруха : оказывается есть в продаже клиновая задвижка — полнопроходная.
Полная регулировка от 100% до 0% (весь спектр и без заужений).
Резюме : австралийская прыгучая кенгуряха лучше соображает в:

Фото реального монтажа: Минский чугунный радиатор — классика.
Заказ выполнен в стиле ностальжи: «котельная из совка» — все мы сделаны в СССР .

Краны и вентили, изгибы труб и никакого современного биметалла : все специально подобрано по дизайну той эпохи.
Инопланетная батарея из другой галактики — небесного, космического оттенка.
Блатной, элитный радиатор «голубых кровей» — фанаты акриловых ванн такое не понимают.
А любители полипропилена (целофанновых прослоек) на отоплении — вообще плеваться будут.

Износ деталей и методы восстановления

Требующую ремонт арматуру демонтируют, промывают и в собранном виде отправляют на ремонтное предприятие. Здесь ее разбирают и устанавливают дефекты.

Наиболее распространенными причинами выхода запорной арматуры из строя является нарушение герметичности вследствие коррозии, забоин, вмятин инородных тел на уплотняющих поверхностях, а также деформации корпуса задвижки под действием внешних нагрузок и температурных деформаций .

Внутренняя полость корпуса осматривается для выявления раковин, трещин и других дефектов. Несквозные дефектные места в корпусе разделывают на всю глубину до чистого металла.

Перед разделкой трещин на их концах сверлят отверстия диаметром 8-10 мм. Кромки, прилегающие к местам вырубки, зачищаются напильником и металлической щеткой.

После протравливания 10% раствором азотной кислоты трещины завариваются электродуговой сваркой и термически обрабатываются.

При осмотре деталей затвора проверяют плотность запрессовки уплотнительного кольца (седла) в корпусе и чистота его поверхности. На наличие забоин, задиров, царапин и других повреждений проверяются затвор (шибер, диски), шпиндель, втулка, полости сальниковой коробки, грунд букса и крепёжные детали. Поврежденные детали выбраковываются и восстанавливаются.

Различные раковины, каверны, задиры и другие повреждения уплотнительных поверхностей устраняются путём обточки, шлифовки и притирки на станке.

На уплотнительный поверхности дефекты глубиной более 0,5 мм устраняются предварительной разделкой дефектного места и наплавкой на него металла с последующей обработкой .

Если глубина повреждений менее 0,5 мм , то проводится шлифовка абразивным кругом и притирка.

Не плотности между корпусом и седлом устраняются в зависимости от типа крепления. Если седло закреплено в корпусе запрессовкой, то оно вытачивается из корпуса и заменяется новым, которое приваривается к корпусу с предварительной разделкой места посадки.

Если седло посажено на резьбе, то его вывинчивают с помощью специальных ключей и приспособлений. При наличии нормально сохранившейся резьбы ввертывается новое седло тем же приспособлением, но с большим усилием затяжки.

Если резьба под седло имеет значительный износ, то оно растачивается на больший размер с одновременной расточкой под сварку.

На это место запрессовывается и приваривается новое кольцо. Если кольца вварены в задвижку, то проточка их осуществляется на токарном станке в специальном приспособлении, где за одну установку протачиваются обе поверхности.

После этого корпус задвижки поступает на шлифовку и притирку колец. Обе стороны клина в этом случае наплавляются и протачиваются в приспособлении за одну установку. Подгонка клина осуществляется по корпусу задвижки на горизонтально — заточном и притирочном станках.

Обработка уплотнительных колец клиновых задвижек может проводиться не только на токарном, но и горизонтально — расточном станке.

Перед ремонтом шпиндель очищают от следов старой сальниковой набивки, нагара и грязи, промывают в керосине или бензине. Уплотнительная поверхность шпинделя должна быть зеркально гладкой.

Не глубокие вмятины и задиры, глубиной более 0,08 — 0,15 мм устраняются притиркой пастой ЕОИ или шлифовальными порошками, разведенными в масле.

Внутренняя поверхность деталей, сопрягаемых со шпинделем, так же проверяется на чистоту и отсутствие овальности. Одно из трудоёмких операций при ремонте арматуры является притирка уплотнительных поверхностей. Притирка плоских деталей арматуры (седла, клинья) осуществляется на плите.

Притирка может осуществляться как вручную, так и механическим способом. Конструкция притиров выбирается в зависимости от формы притираемых поверхностей и величины условного прохода.

При механической притирке уплотняющих поверхностей используются притирочные станки или приспособление к сверлильным станкам.

Притирочные станки имеют возвратно — вращательное движении притира с опережающим его вращением в одном направлении. В притирочную пасту вводится электрокорунд или карбид кремния различной зернистости. Притирку проводят до светло — матового цвета уплотнительных поверхностей.

Применяемой на практике способ проверки «на карандаш» заключается в том, что на подготовленных поверхностях плашек, клина или пробки( для кранов) наносят тонкие поперечные риски. Если после сопряжения притираемых поверхностей и их взаимного перемещения риски везде окажутся стёртыми, то считают, что достигнута хорошая притирка.

После замены прокладки и сальниковой набивки собранная задвижка поступает на испытания готовой продукции.

Adblockdetector

Возможные неисправности запорной арматуры

Таблица 3 – Возможные неисправности запорных вентелей и задвижек.

Неисправность	Возможные причины
Пропуск среды при закрытом запорном органе	1. Нарушение герметичности запорного органа в связи с износом, повреждениями или загрязнениями поверхности уплотнительных колец корпуса и затвора. 2. Недостаточный крутящий момент, развиваемый эелектроприводом.
Пропуск среды через соединение корпуса с крышкой	1. Потеря герметичности в связи с недостаточной затяжкой болтов. 2. Повреждена прокладка. 3. Повреждены уплотнительные поверхности корпуса или крышки
Пропуск среды через сальник	1. Набивка сальника недостаточно уплотнена. 2. Износ сальниковой набивки
Не срабатывает электропривод	1. Отсутствие питания эл. привода. 2. Заклинила арматура

Особое внимание необходимо обращать на исправное состояние предохранительного клапана на паропроводе СВО-4.
Не допустим сброс отборного пара в атмосферу!
Контрольные вопросы достижения учебных целей:

1. Перечислить типы арматуры, применяемые на СВО.

2. Назвать отличия в конструкциях вентиля, задвижки.

3. Перечислить основные неисправности арматуры.

4. Обосновать необходимость постоянного контроля за состоянием предохранительного клапана на паропроводе СВО-4.

ЗАНЯТИЕ 4. Трубопроводы

Промежуточные учебные цели:

1. Объяснить особенности эксплуатации трубопроводов.

Основное и вспомогательное тепломеханическое оборудование ЯЭУ, распложенное в главном корпусе и вспомогательных цехах связано между собой трубопроводами.

В состав трубопроводов входят: трубы, фасонные части, компенсаторы, фланцевые (сварные) соединения, арматура и привода, детали контрольно-измерительных приборов и автоматики ввариваемые в трубопровод, устройства, контролирующие работу трубопроводов, опоры и подвески, теплоизоляция.

Трубопроводы различаются по назначению и параметрам (давлению и температуре) транспортируемой среды. По назначению трубопроводы подразделяются на паропроводы, трубопроводы воды, маслопроводы, трубопроводы сжатого воздуха, трубопроводы химических реагентов и т.д.

Основными параметрам, характеризующими состояние среды, перемещаемой по трубопроводам, являются давление и температура. В связи с тем, что при повышении температуры среды механические свойства металла меняются, введено понятие об условном и рабочем давлении.

Под условным давлением Ру понимается наибольшее избыточное давление при температуре среды 20°, при котором обеспечивается длительная работа арматуры и соединительных частей, имеющих размеры, обоснованные расчетом на прочность при выбранном материале.

Рабочим давлением Рраб называется наибольшее давление, при котором допускается длительная работа трубопровода при рабочей температуре среды.

Чем выше температура среды, тем ниже допускаемое рабочее давление для арматуры или фасонных частей, изготовленных на данное условное давление.

Пример: задвижка из углеродистой стали, изготовленная на Ру=40кГс/см2 при Т пара 300°С, может применяться на Рраб=32 кГс/см2, а при температуре 400°С и Рраб=16кГс/см2.

Пробным давлением Рпр называется давление, при котором производится гидравлическое испытание труб, арматуры и фасонных деталей на прочность.
Арматура высокого давления обычно изготавливается на заданные рабочие параметры среды, а арматура низкого давления – на условное давление.
Согласно Правилам устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды от параметров транспортируемой по ним среды подразделяются на четыре категории.
Таблица 4 – Категории и группы трубопроводов.

Категория трубопроводов	Группа	Рабочие параметры
Температура, °С	Давление, МПа (кгс/см2)
I	Св. 560	Не ограничено
Св. 520 до 560	То же
Св. 450 до 520	« »
До 450	Более 8,0 (80)
II	Св. 350 до 450	До 8,0 (80)
До 350	Более 4,0 (40) до 8,0 (80)

Продолжение таблицы 4

Категория трубопроводов	Группа	Рабочие параметры
Температура, °С	Давление, МПа (кгс/см2)
III	Св. 250 до 350	До 4,0 (40)
До 250	Более 1,6 (16) до 4,0 (40)
IV	Св. 115 до 250	Более 0,07 (0,7) до 1,6 (16)

Эти правила распространяются на станционные трубопроводы, транспортирующие пар с избыточным давлением более 0,7 кГс/см2 или горячую воду с температурой выше 115°С.

В химическом цехе «Правила устройства безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды» распространяются на паропровод установки СВО-4. Паропровод относится к категории IV и подлежит регистрации в органах Госгортехнадзора.

Правила не распространяются на:

1) Трубопроводы, расположенные в пределах котла;

2) Сосуды, входящие в систему трубопроводов и являющиеся их неотъемлемой частью (водоотделители, грязевики, и т.п.), они должны соответствовать требованиям «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением», утвержденных Госгортехнадзором России;

3) Трубопроводы, устанавливаемые на морских и речных судах и на других плавучих средствах, а также на морских передвижных установках и объектах подводного применения;
4) Трубопроводы, устанавливаемые на подвижном составе железнодорожного, автомобильного и гусеничного транспорта;
5) Трубопроводы I категории с наружным диаметром менее 51 мм и трубопроводы II, III и IV категории с наружным диаметром менее 76 мм;
6) Сливные, продувочные и выхлопные трубопроводы котлов, трубопроводов, сосудов, редукционно-охладительных и других устройств, соединенные с атмосферой;
7) Трубопроводы атомных электростанций и установок;
8) Трубопроводы специальных установок военного ведомства;
9) Трубопроводы, изготовленные из неметаллических материалов.

Трубопроводы установок СВО, содержащие средне- или высокоактивные среды, подведомственны «Правилам устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок». Эти трубопроводы относятся к группе С и подлежат регистрации в Межрегиональных территориальных округах Госатомнадзора России.

Требования к эксплуатации

Разрешение на эксплуатацию вновь смонтированных трубопроводов, подлежащих регистрации в органах Госгортехнадзора (атомэнергонадзора) выдается инспектором.

После их регистрации технического освидетельствования и проверки организации надзора и обслуживания. Разрешение на эксплуатацию трубопроводов подтверждается инспектором записью в паспорте трубопровода.

Разрешение на включение трубопроводов в работу выдается лицом, ответственным за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов, на основании проверки готовности их к пуску и оформляется записью в сменном журнале.
На каждый трубопровод после его регистрации в специальные таблички форматом не менее 400´300 мм должны быть внесены следующие данные:
Ÿ регистрационный номер;
Ÿ разрешенное давление;
Ÿ температура среды;
Ÿ дата (месяц и год) следующего освидетельствования (наружного осмотра).
Если трубопровод размещается в нескольких помещениях, табличка должна быть на трубопроводе в каждом помещении.

Перед включением в работу трубопроводы и арматура должны быть тщательно осмотрены. После ремонта или длительного отключения (свыше 10 суток) должны быть проверены исправность теплоизоляции, неподвижных опор, скользящих креплений, возможность свободного расширения трубопроводов при его прогреве, состояние дренажей и воздушников, устройств и приборов теплового контроля.

Схема трубопроводов и их эксплуатация должны исключать возможность повреждения трубопроводов низкого давления при наличии связи с трубопроводами высокого давления (СВО-12).
Надежность отключения вышесказанных трубопроводов ежесменно должна контролироваться оперативным персоналом цехов с докладом начальникам смен АЭС.
Запрещается прокладка трубопроводов с радиоактивными средами выше 10-7Ки/л через обслуживаемые помещения.

Для опорожнения через дренажи паропроводы любых параметров должны быть смонтированы с уклоном горизонтальных участков не менее 0,004 по ходу движения среды. Это значение уклона должно обеспечиваться при температурах металла от 0°С до температуры, соответствующей насыщению при рабочем давлении среды.

Система дренажей должна обеспечивать полное удаление влаги при прогреве, остывании и опорожнении трубопроводов.

При объединении дренажных линий нескольких трубопроводов на каждой из них должна быть установлена запорная арматура.

Ремонт трубопроводов и арматуры должен проводиться одновременно с соответствующими агрегатами. Ремонтные работы, а также установка и снятие заглушек, отделяющих ремонтируемый участок трубопровода, должны выполняться по наряду-допуску.

Тепловая изоляция трубопроводов и оборудования должна поддерживаться в исправном состоянии. Температура на ее поверхности при температуре окружающей среды +25°С не должна превышать:
Температура теплоносит. Температура на поверхности изоляции °С
500 и ниже +45
501 – 650 +48
Выше 650 +50
Материалы, применяемые для тепловой изоляции, не должны оказывать коррозионное воздействие на трубопроводы и оборудование.
Окраска и надписи на трубопроводах должны соответствовать Правилам Госгортехнадзора и ГОСТ 14202.

Трубопроводы, смонтированные на открытых эстакадах, по которым транспортируются замерзающие жидкости, должны обогреваться «спутниками». В химическом цехе такими являются трубопроводы гидротранспорта смол, щелочи, химобессоленной воды. В зимний период за состоянием этих трубопроводов должен осуществляться постоянный контроль.

При обнаружении свищей в трубопроводах, а также в их арматуре должны быть приняты меры к отключению аварийного участка. Если при отключении невозможно резервировать аварийный участок, то соответствующее оборудование связанное с аварийным участком, должно быть остановлено.

Наряду с трубопроводами пара и горячей воды, следует обращать особое внимание на трубопроводы, транспортирующие едкие, агрессивные жидкости (кислоты, щелочи).
При обнаружении течей, разливов кислот, или щелочей необходимо не только отключить аварийные участки трубопроводов, но и принять необходимые меры по защите персонала от их воздействия и последующей ликвидации разливов.
Контрольные вопросы достижения учебных целей:

1. Перечислить признаки, лежащие в основе классификации трубопроводов по правилам «ГГТН» и «АЭС».

2. Назвать трубопроводы химического цеха, требующие особого контроля за их состоянием и безопасностью.

3. Описать действия персонала при обнаружении течей из трубопроводов кислоты (щелочи).

[1] Линейный закон распределения скоростей справедлив только при ламинарном течении жидкости.

[2] Под арматурой здесь и далее в тексте следует понимать арматуру в комплекте с приводом (ручным, электрическим и т.д.) и другими комплектующими изделиями.

[3] Далее по тексту «Правила АЭУ».
[4] К основным деталям следует относить детали, разрушение которых может привести к разгерметизации арматуры по отношению к внешней среде.
[5] Далее по тексту — ОП.
[6] Далее по тексту — ПК.

[7] Достоинствами конструкции параллельного затвора, используемого, например, в главной запорной задвижке Dу850 АЭС с реактором ВВЭР-1000, являются надежная работа без опасности заклинивания и меньшие необходимые усилия на приводе. Характерной особенностью задвижек с параллельным затвором является независимость усилия герметизации затвора от усилия на приводе.

Анализ причин нарушения работоспособности электроприводной запорной арматуры

Пример наглядно показывает, что раздельное резервирование намного эффективнее общего, а резервирование замещением при надежном переключении эффективнее постоянного.

Список литературы

1. Брауде В. И., Семенов Л.Н. Надежность подъемно-

транспортных машин 1986. Мягкая обложка. 184 с.

2. Кацман М.М., Электрический привод. Издательство: Академия Год: 2011 Страниц: 384с.

3. Ключев В.И., (2001) Теория электропривода: учеб. для вузов.

Нгуен Чонг Хай, асп., tronghai0321@gmail. com. Тула, Тульский государственный университет

IMPROVING THE RELIABILITY OF MATERIAL HANDLING MACHINES

N.T. Hai

The article describes a method for increasing the structural reliability by parallel connection of elements is a structural redundancy. And the article also shows the principle of redundancy in the system recovery in industrial machines.

Key words: backup, reserve, system reliability.
Nguyen Trong Hai, postgraduate, tronghai0321@gmail. com, Tula, Tula State University
УДК 621.646
АНАЛИЗ ПРИЧИН НАРУШЕНИЯ РАБОТОСПОСОБНОСТИ ЭЛЕКТРОПРИВОДНОЙ ЗАПОРНОЙ АРМАТУРЫ

Е.В. Плахотникова, Т. А. Елисеева

В статье, проведен анализ основных причин нарушения работоспособности электроприводной запорной арматуры. Осуществлена систематизация причин путем их расслоения по отказам запорной арматуры и отказам электропривода, а также оценка их значимости на основе метода экспертных оценок.

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

Ключевые слова: работоспособность, безопасность, надежность, отказ, электроприводная запорная арматура.
Вопросу надежности и безопасности трубопроводной арматуры посвящен ряд исследований [1, 2, 3]. Причиной высокого интереса к обозначенной теме является непосредственная взаимосвязь качества электропри-
352

водной запорной арматуры и безопасности объектов, на которых она эксплуатируется, среди которых необходимо отметить АЭС, ТЭС и объекты химической промышленности. В связи с такой широкой распространенностью важно поддерживать безопасность арматуры на должном уровне, предвидеть и предупреждать её возможные отказы и их последствия [4].

Согласно статье В.К. Погодина [2], значительное количество аварий и остановов технологических процессов на промышленных предприятиях происходит из-за нарушения работоспособности трубопроводной арматуры (ТА) — невыполнения основных функций: «открытие-закрытие», потеря герметичности в затворе и по отношению к внешней среде и т.д.

Анализ литературы и нормативной документации [5-8], позволяет утверждать, что перечисленные отказы могут быть вызваны целым рядом причин: износом запорной арматуры из-за нарушения условий ее эксплуатации, заложенными на стадии проектирования ошибками, нарушением порядка и условий сервисного обслуживания и т.д.

С целью снижения риска возникновения причин, ведущих к отказам электроприводной запорной арматуры и к потере её работоспособности проведем многофакторный анализ путем выявления и систематизации, наиболее часто встречающихся причин, а также определения их степени критичности.

Для реализации первого этапа анализа — определения номенклатуры наиболее часто встречающихся причин, — был обработан значительный массив статистической информации [5-8], систематизация которой проводилась путем построения древовидной многоуровневой диаграммы (рис.1).

Древовидная диаграмма — инструмент, который позволяет систематически рассматривать предмет (проблему) в виде составляющих элементов (причин) и показывать логические (и являющиеся следствием или продолжением) связи между этими элементами (причинами) [9].

Для построения диаграммы (рис. 1) был использован метод стратификации (расслоения показателей) [10]. Путем стратификации, а затем их последующей систематизации по характерным свойствам была составлена «древовидная диаграмма», определяющая номенклатуру показателей элек-троприводной запорной арматуры.

Расслоение статистических данных производилось по двум основным факторам: критерии отказов и критерии предельных состояний (рис.1 (2-уровень)).

Такой подход в дальнейшем позволит разработать конкретные рекомендации по повышению эксплуатационной надежности отдельно для каждого элемента рассматриваемой системы электроприводной запорной арматуры. Критерии отказа — это совокупность признаков, характеризующих неработоспособное состояние изделия [11].

Критерием предельного состояния является совокупность признаков, при которых использование по назначению должно быть прекращено (или невозможно) и изделие должно направляться в капитальный ремонт или списываться (сниматься с эксплуатации) [11].

Рис. 1. Древовидная диаграмма причин отказов электроприводной

арматуры
Далее, каждая из основных причин 2-го уровня была детализирована, что в результате позволило получить четырехуровневую систематизированную структуру возможных причин потери работоспособности электроприводной запорной арматуры.
Следующим шагом анализа было определение весомости каждого из выявленных причин 4-го уровня (отказов электропривода и клапана), с целью оценки их критичности, с точки зрения последствий их проявления на объекте эксплуатации.

Условия работы и основные повреждения арматуры

Условия работы пароводяной арматуры в тепловых схемах разнообразны.

С помощью арматуры производятся включение и отключение котлов, отдельных элементов и узлов, регулирование протекающих теплотехнических процессов, а также осуществляется защита оборудования.

Так как арматура является неотъемлемой частью оборудования, она оказывает определенное влияние на уровень его надежности, что зависит от ряда факторов: конструкции, места установки, рабочих параметров среды и т. д.

Особо важными являются требования по прочности, герметичности, безотказности и долговечности конструкции арматуры.

Повреждения арматуры котла возникают из-за дефектов конструкции, нарушения технологии монтажа, низкого качества изготовления и ремонта й нарушения правил эксплуатации.

До настоящего времени дефекты конструкции арматуры сокращают межремонтный период эксплуатации котлов. Из — за пропуска через уплотнительные поверхности продувочная и дренажная арматура работает еще ненадежно. Регулирующие питательные клапаны имеют значительный пропуск воды между седлами и стаканом, а также большие зазоры в шарнирных соединениях.

Дефекты уплотнительных поверхностей, а также попадание между ними при закрытии арматуры посторонних
предметов ведут к пропуску рабочей среды, и при больших скоростях среды быстро изнашиваются поверхности.

Износ (эрозия) нерегулирующей арматуры уплотнитель — ных поверхностей особенно велик и резко усиливается при увеличении глубины регулирования, т. е. разницы давлений до и после арматуры.

Если после монтажа не обеспечивается тщательная промывка котлов, коллекторов и камер, трубопроводов, то загрязнения из них уносятся паром и водой в арматуру, нанося повреждения уплотнительным поверхностям.
Неплотности сальников арматуры могут возникать из — за: низкого качества или несоответствия набивки условиям работы; неправильного производства навивки; плохого состояния поверхности, а также овальности сечения или конусности шпинделя.
Затрудненное движение шпинделя вызывается при слишком сильной затяжке сальника, перекосе шпинделя, смятии резьбы его или втулки, а также при чрезмерном зажатии при закрытии клапана или задвижки.

При обслуживании арматуры повреждения ее могут быть от: гидравлических ударов, загрязнения и прикипання шпинделей, применения удлиненных ключей при открывании и закрывании ее, нерегулярной продувки предохранительных клапанов и т. д. ‘

Отказы арматуры могут быть частичными, при которых оборудование может частично работать, и полными, исключающими возможность работы оборудования до их устранения.
К частичным отказам арматуры относятся: по запорной и предохранительной арматуре — пропуски рабочей среды через затвор, снижающие экономичность работы, но не препятствующие функционированию оборудования, на которых они установлены;
По регулирующей арматуре — неисправности, вызывающие частичное изменение параметров регулируемого оборудования с ухудшением экономичности вследствие нарушения плавности хода, увеличения люфтов в сочленениях привода, несоответствия площади проходного сечения клапана расходу питательной воды, неправильного выбора шибера или седла в зависимости от расхода воды, несоответствия графиков теоретического расхода воды фактическим;
По всей арматуре — пропуски среды через наружные уплотнения (фланцы, сальники) или через основной металл (свищи), которые не представляют опасности для обслуживающего персонала и не приводят к ^восстанавливаемому износу оборудования.
К полным отказам запорной арматуры относятся: пропуски среды через затвор, делающие невозможным функционирование оборудования, для управления работой которого она установлена;
Невозможность перемещения запорного органа между положениями «Закрыто» — «Открыто»;
Пропуски рабочей среды через наружные уплотнения (фланцы, сальники) или основной металл (свищи), которые представляют опасность для обслуживающего персонала

Таблица 12.2. Возможные дефекты и повреждения арматуры, выявляемые при предмонтажной ревизии

Наименование	Состояние проверяемого узла и возможные дефекты
Литые корпуса задвижек	Раковины, трещины в местах резких переходов сечений, пустоты, вмятины, рыхлоты, песочные и шлаковые включения. Нарушена чистота уплот- нительной поверхности седла. Несоответствие марки металла условию работы арматуры (пар, вода). Низкая ударная вязкость. Состояние сварного шва соединения седла с корпусом
Шпиндели клапанов, задвижек	Коррозионное повреждение уплотнительных поверхностей. Наличие рисок, вмятин на уплотни — тельной поверхности. Повреждения резьбы Т-образного паза
Регулирующие клапаны	Отсутствие в выходных патрубках защитной трубы из аустенитной стали или наплавки эрозион — ностойкими сплавами (электроды типа ЭА-395/ 19). Низкий класс чистоты уплотнителы-юй поверхности седла и шибера. Повреждение резьбы гайки пітока
Клапаны впрыска	Профиль регулирующей иглы или шибера не соответствует чертежу. Нарушение резьбы гайки штока. Несоответствие маркировки
Арматура	Отсутствие паспорта и сопроводительной документации, сборочного чертежа и спецификации технического описания и инструкции по эксплуатации, упаковочного листа. Отсутствие заглушек. Разбитые приводы (маховики). Неплотность запорной арматуры

Продолжение табл. 12.2

Наименование	Состояние проверяемого узла и возможные дефекты
Импульсный клапан	Горизонтальное положение рычага. Неправильная масса груза
Клапаны	Несоответствие маркировки условию работы клапана (пар, вода). Неплотность клапана
Фланцевая арма — тура	Разбитые фланцы. Гнутые шпильки, поврежденная резьба, поврежденные гайки. Несоответствие материала шпилек условию работы арматуры (пар, вода)
Обратные клапаны	Легкость хода тарелки. Неплотность. Состояние сварного соединения седла с корпусом. Чистота уплотиительной»поверхности
Главные предохранительные клапаны	Легкость хода. Состояние Т-образного соединения штоков. Чистота уплотнительных поверхностей. Неплотность. Ход клапана

Или приводят к невосстановительному износу оборудования;
По регулировочной арматуре — неисправности, вызывающие невозможность изменения параметров регулируемого оборудования в результате несоответствия расходных характеристик условиям регулирования и перемещения регулирующего органа;
По предохранительной арматуре — незакрытие клапанов в случае снижения давления до допустимых пределов; несрабатывание клапанов при повышении давления выше установленных величин; пропуски рабочей среды через затвор, в результате которых невозможно функционирование защищаемого оборудования.

Перечень наиболее часто встречающихся повреждений арматуры, выявленных при предмонтажной ревизии, приведен в табл. 12.2.

Примеры повреждений арматуры

На Криворожской ГРЭС из-за повреждения клапана ВЗК-2А на нитке Б был остановлен корпус блока 300 МВт. На боковой поверхности вблизи радиусного перехода на усиление толщины стенки под шпильки была обнаружена трещина длиной 460 мм, а наибольшее раскрытие f фланца было 25—30 мм.

Излом по кромкам трещины — свежий, межкристаллический, крупнозернистый, пепельного цвета. Установлено, что образование трещины началось с внутренней поверхности задвижки, откуда и началось ее разрушение.

Кроме того, обнаружен ряд мелких трещин на внутренней поверхности, направление и характер которых аналогичны основной трещине [26].

На Тюменской ТЭЦ из-за резкого подъема давления пара произошло срабатывание предохранительного клапана паросборной камеры, который после снижения давления не закрылся.

Обслуживающему персоналу не удалось закрыть клапан путем воздействия на ключ дистанционного закрытия.

Уровень воды в барабане снизился и котел был отключен срабатыванием защиты по уровню и остановлен с полным сбросом нагрузки.

Расследованием установлено, что импульсный предохранительный клапан не закрылся вследствие заклинивания штока соленоидов направляющей втулки (сгорела катушка соленоида). Подобное положение было на клапане другого котла.

На Рефтинской ГРЭС имело место повышение давления в трубопроводах напора питательных насосов, что привело к частичному повреждению фланцевых соединений, появлению большого пропуска горячей воды и задержке пуска блока 300 МВт.

Причинами повышения давления явились зависание в открытом положении обратного клапана (изготовленного ЧЗЭМ), установленного на напоре питательного турбонасоса, и появление обратного потока питательной воды с высоким давлением и температурой. После вскрытия и осмотра обратного клапана установлено, что.

гайка закрепления оси тарелки при открытом положении тарелки упирается в корпус клапана.

Малая величина зазора (а=1ч-2 мм) между втулкой рычага тарелки и корпусом обратного клапана приводит к заеданиям тарелки при открытии и закрытии клапана.

Для предупреждения возможного заедания (заклинивания) обратного клапана в открытом положении было сделано следующее: увеличен зазор а до 4 мм снятием металла в корпусе; выполнен проточкой корпуса и гаек крепления тарелки зазор 4 мм между корпусом и тарелкой при полностью открытом положении тарелки клапана; ограничен ход тарелки при открывании клапана путем приварки дополнительного упора на рычаге тарелки.

Проводимый ПО «Союзтехэиерго» анализ причин вынужденных остановов энергетических блоков из-за повреждений арматуры показывает, что наиболее часто (до 80 %) блоки останавливаются из-за повреждений сальниковых уплотнений, особенно в регулирующей арматуре.