Документация для эксплуатации запорной арматуры

Документация для эксплуатации запорной арматуры

Трубопроводная арматура, к которой относятся клапаны, вентили, задвижки и краны – это наиболее ответственный компонент в любом бытовом и промышленном трубопроводе. Именно от функциональных возможностей этой продукции и ее надежности, зависит исправность работы трубопроводов. Особенно это актуально для транспортной инфраструктуры, по которой транспортируется горючие, легковоспламеняющиеся, а также химически агрессивные вещества (например: нефть, газ, бензин, щелочи и кислоты). О надежности и качестве трубопроводной арматуры может сказать наличие у производителя документа, подтверждающего ее качество — сертификата или декларации соответствия.

Какая запорная арматура подлежит сертификации?

Стоит отметить, что трубопроводная арматура не подлежит обязательной сертификации. Данная продукция подлежит декларированию соответствия требованиям технического регламента Таможенного Союза.

Наличие у производителя декларации соответствия – это обязательное условие для выпуска и реализации такой продукции на различных рынках сбыта.

Также нужно отметить, что трубопроводная арматура подпадает под действие сразу двух Технических регламентов Таможенного союза в зависимости от  того, в каких трубопроводах она используется, и какие функции выполняет.

Так, декларирование соответствия требованиям ТР ТС 010-2011 «О безопасности машин и оборудования» необходимо для производства и дальнейшей реализации трубопроводной арматуры, изготовленной из таких материалов, как:

  • Сталь;
  • Серый чугун;
  • Ковкий чугун;
  • Цветные металлы и их сплавы;
  • Неметаллические материалы.

Декларирование соответствия требованиям ТР ТС 016-2011 «О безопасности аппаратов, работающих на газообразном топливе» требуется на газорегулирующую и запорно-предохранительную арматуру, к которой относят:

  • Регуляторы давления;
  • Краны;
  • Автоматические отсеичные клапаны;
  • Механические термостаты;
  • Термоэлектриеские устройства, контролирующие пламя.

Как оформляется декларация соответствия?

Документация для эксплуатации запорной арматуры

Список документов для оформления декларации на трубопроводную арматуру:

  • Копии уставных документов заявителя;
  • Конструкторская документация;
  • Инструкцию, в которой подробно описан процесс монтажа и эксплуатации оборудования, который гарантирует безопасность персонала, работающего с ней;
  • Контракт на поставку арматуры, в случае оформления разрешительных документов на продукцию иностранного производства.

Специалисты всероссийского центра сертификации ЛСМ помогут в оформлении декларации соответствия на указанную продукцию в кратчайшие сроки, а так же, окажут консультационную поддержку производителям и поставщикам трубопроводной арматуры на территории Российской Федерации.

Документация для эксплуатации запорной арматуры

Инструкции (РЭ по эксплуатации)

Руководство по эксплуатации

Эксплуатация дисковых затворов и других видов запорной арматуры

Чтобы продлить срок службы запорной арматуры, требуется её регулярная проверка. Согласно регламенту ревизия запорной арматуры требуется не реже, чем раз в год. Для дисковых затворов большого номинального диаметра (от 400 мм и больше), установленных в трубопроводы с повышенным рабочим давлением, желательна проверка с частотой раз в полгода.

Инструкции и руководства по эксплуатации запорной арматуры, в целом, и дисковых затворов – в частности включают в себя допустимые характеристики трубопровода и рабочей среды, при которых срок службы запорной арматуры максимален. Но, поскольку давление в трубопроводах может существенно меняться в очень сжатые сроки (гидроудары) даже затворы серий «Эксклюзив» и «Эксклюзив-М» с повышенной прочностью, нуждаются, как минимум, в визуальной проверке.

Согласно регламенту, который описан в руководстве по эксплуатации, в ходе визуальной проверки нужно:

• Оценить герметичность фланцевого соединения. • Оценить герметичность осевого узла уплотнения. • Установить наличие внешних повреждений фланцевого соединения и корпуса (для моделей с разъемным корпусом отдельно проверяется плотность соединения верхней и нижней половин).

• Определить, герметичен ли узел «вкладыш-корпус».

На втором этапе визуальной проверки основное внимание уделяется состоянию диска, запирающего трубопровод.

Индикатором повреждения или неправильной настройки регулировочных болтов (в варианте с электроприводом – блока концевых выключателей) может служит обнаруженный факт недозакрытия/недооткрытия затвора.

Кроме того, невозможность полностью открыть затвор может говорить и о повреждениях рабочей кромки диска или частичном разрушении вкладыша.

Если ревизия запорной арматуры показала, что вкладыш разрушен, диск поврежден или узлы уплотнения негерметичны, для восстановления работоспособности затвора можно использовать ремонтные комплекты.

Ремонт запорной арматуры

Ремонт, равно как и установка/демонтаж дискового затвора или другого вида арматуры, несложен.

Однако и здесь возможны ошибки – особенно в случаях, когда монтажник ранее не сталкивался с работой по установке, сборке и разборке запорной арматуры.

Часто узел фланцевого соединения пытаются уплотнить с помощью дополнительных резиновых прокладок или сваркой, чего делать категорически нельзя.

  • Компания АРМАТЭК готова обучить монтажников, работающих с запорной арматурой нашего производства и предоставить ремкомплекты для любой модели дискового затвора или других запорных устройств.
  • Если обслуживание запорной арматуры производится в соответствие с регламентом, необходимость в использовании ремкомплектов возникает редко – они вряд ли понадобятся ранее, чем через 6-7 лет эксплуатации.
  • Источник

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:

  • Управление запорной арматурой в ходе работы.
  • Техническое обслуживание.
  • Контроль за средами.
  • Замену запорных устройств, по гарантии, по окончанию паспортного срока эксплуатации или вышедших из строя.
  • Входной контроль арматуры, предназначенной для замены неисправной.

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:

  • Задвижки клиновые с выдвижным шпинделем. Клиновая задвижка имеет клиновой затвор, на котором уплотнительные поверхности расположены под углом друг к другу. Клин может быть цельным жестким, цельным упругим или составным двухдисковым.
  • Клапаны запорные игольчатые. Выполняет те же функции, что и клапан запорный сальниковый, за исключением того, что игла перекрывает поток среды. И работает только в положение «закрыто» и «открыто». Нельзя использовать данный клапан для частичного перекрытия потока.
  • Задвижка поворотная дисковая. Задвижками называются конструкции арматуры с затвором в виде диска, перемещающимся вдоль уплотнительных колец седла корпуса перпендикулярно оси потока среды.
  • Шаровые краны запорные. Кранами называются конструкции арматуры с затвором в форме шара, поворачивающимся вокруг оси, перпендикулярной оси потока среды.

Все основные требования по эксплуатации запорной арматуры Вы можете прочитать в инструкции по эксплуатации или в паспорте изделия.

Читайте также:  Обустройство сварочного участка

Источник

Требования к запорной арматуре

Содержание статьи

Документация для эксплуатации запорной арматуры

Запорная арматура составляет более 80% всех устройств, объединённых понятием «трубопроводная арматура». Предназначена она для перекрытия потока рабочей среды трубопровода. Это краны, вентили, клапаны, задвижки и заслонки.

Используется запорная арматура на магистралях самого разного предназначения. Соответственно, и требования к ней могут выдвигаться самые разные: от общих, до специальных, отвечающим особым условиям эксплуатации.

В этой статье мы рассмотрим требования к запорной арматуре, сформулированные в различных нормативных документах. А также выясним, какие проводятся испытания трубопроводной арматуры для подтверждения её соответствия этим требованиям.

Основные требования

Независимо от типа и предназначения конкретного изделия, к запорной арматуры выдвигаются следующие общие требования:

  • Минимальный срок эксплуатации должен составлять 25-30 лет;
  • Минимальный ресурс — 1000 циклов без снижения класса герметичности;
  • Усилие для привода механизма запорной арматуры не должно быть больше 300 Н/м (арматура камерной установки), и 250 Н/м (арматура бескамерной установки);
  • Герметичность арматуры должна обеспечиваться с обеих сторон присоединения;
  • Присоединительные размеры должны соответствовать принятым в Российской Федерации размерам труб, резьбовых и фланцевых соединений;
  • Устанавливаемая на трубопроводах запорная арматура должна иметь указатель направления движения потока рабочей среды, а также указатели положений «ОТКРЫТО» и «ЗАКРЫТО».

Общие требования безопасности

Общие требования безопасности трубопроводной арматуры изложены в ГОСТ Р 53672-2009. В части 6.3 этого документа сказано, что требования, предъявляемые к запорной арматуре, конкретизированы в зависимости от типа арматуры. Стандарты на клапаны изложены в ГОСТ 5761; дисковые затворы — ГОСТ Р 53673; задвижки — ГОСТ 5762, а краны должны соответствовать требованиям стандарта ГОСТ 21345.

Нормы и классы герметичности (А – В(В1) – С(С1)) указаны в ГОСТ 9544, а зависят от типа и давления рабочей среды.

ГОСТ Р 53672-2009 содержит требования к материалам, из которых изготавливается арматура; к её маркировке и эксплуатационной документации; а также требования безопасности при изготовлении, включении эксплуатации и ремонте трубопроводной арматуры.

Требования к маркировке трубопроводной арматуры

Часть 6.6 ГОСТ Р 53672-2009 формулирует требования к маркировке трубопроводной арматуры. Она должна быть нестираемой, и хорошо различаться. К обязательным обозначениям относятся следующие данные:

  • Наименование производителя (или его торговый знак);
  • Материал, из которого изготовлен корпус;
  • Для арматуры с регламентированным направлением рабочей среды — стрелка, указывающая это направление;
  • Значения PN, Pp, P при максимальной температуре рабочей среды (давление номинальное/рабочее/расчетное);
  • Значение DN (номинальный диаметр);
  • Для арматуры с маркировкой Pp должна быть указана максимальная температура рабочей среды.

  Резиновые прокладки для запорной арматуры

Требования к запорной арматуре тепловых сетей

На тепловых сетях запорная арматура устанавливается:

  • На всех выводах ТС от источника тепловой энергии, вне зависимости от диаметра магистрали и вида теплоносителя;
  • На трубопроводах диаметром от 100 мм на расстоянии максимум 1000 метров друг от друга (водяные теплосети);
  • В узлах ответвлений трубопроводов диаметром от 100 мм паровых и водяных тепловых сетей.

Требования к запорной арматуре тепловых сетей регламентируют материалы, из которых должны быть изготовлены те или иные устройства, устанавливаемые в определённых местах магистрали. Так, на выводе сети от источника тепла, на самой тепловой сети и на вводе в Центральные тепловые пункты должна устанавливаться только арматура из стали.

Не разрешено устанавливать запорную арматуру из серого чугуна на трубопроводах тепловых сетей в регионах с температурой воздуха ниже -10°С (кроме ТП и сетей горячего водоснабжения).

Разрешается использовать арматуру из бронзы и латуни на трубопроводах тепловых сетей, если температура рабочей среды (горячая вода) не превышает 200°С.

Требования к запорной арматуре, устанавливаемой на газопроводе

Требования к устанавливаемой на газопроводах запорной арматуре обусловлены особенностями и характеристиками транспортируемой по ним рабочей среды. Давление газа на магистральном газопроводе может достигать 100 кгс/см2, а температура на выходе из компрессорной станции — 120°С.

В составе газа имеются компоненты, способные вызывать коррозию металла, к таким относятся, например, сероводород и углекислый газ. Кроме того, в тех или иных пропорциях, в газе могут содержаться конденсированная вода, метанол, диэтиленгликоль, газовый конденсат, механические примеси.

Таким образом, к устанавливаемой на газопроводах арматуре выдвигаются следующие требования:

  • Минимальное гидравлическое сопротивление;
  • Герметичное отключение определённого участка, аппарата или сосуда от основного трубопровода, для безопасности проведения ремонтных работ;
  • Соединения арматуры с трубопроводом, разъёмы корпуса и уплотнения должны быть полностью герметичны;
  • Конструкция арматуры должна обеспечивать удобное обслуживание быстрое открытие/закрытие, а требуемое для этого усилие при ручном управлении не должно превышать допустимых значений;
  • Диаметр запорной арматуры должен соответствовать диаметру трубопровода, для беспрепятственного прохода продувочных шаров и очистных ершей.

К арматуре, устанавливаемой на газо- и нефтепроводах, выдвигаются и требования по огнестойкости. Пожаробезопасность арматуры обеспечивается применением в её конструкции огнестойких материалов, герметичностью и специальными испытаниями на огнестойкость (ГОСТ Р 53672-2009, часть 4.3.3).

Испытания арматуры на соответствие требованиям по огнестойкости проводятся в т.н. «целлюлозном режиме», максимально соответствующем температурному режиму реального пожара. Условия такого режима горения определены ГОСТ 30247.0-94.

Методы контроля и испытания трубопроводной арматуры

Испытания арматуры на соответствие требованиям проводятся в испытательных лабораториях трубопроводной арматуры. Для этого используются испытательные стенды. Различные испытательные стенды трубопроводной арматуры используются для проверки соответствия тех или иных характеристик.

Так, стенд гидравлических испытаний трубопроводной арматуры применяется для испытания следующих характеристик:

  • Плотность и прочность материала работающей под давлением арматуры и сварных швов;
  • Прочность изделия в сборе;
  • Герметичность.

В испытательной лаборатории трубопроводной арматуры используются также стенды горячих испытаний, искусственного климата, стенд определения гидравлических характеристик, вакуумный и пневматический стенды.

По результатам испытания трубопроводной арматуры оформляются соответствующие документы:

  • Журнал испытаний трубопроводной арматуры;
  • Протокол испытаний;
  • Акт испытаний трубопроводной арматуры.

Образцы Акта испытаний трубопроводной арматуры и других документов приведены ниже:

  • Рекомендуемая форма (образец) Акта испытаний трубопроводной арматуры

Эксплуатация и ремонт запорной арматуры

Документация для эксплуатации запорной арматуры

ВВЕДЕНИЕ

Общие сведения о запорной арматуре

Трубопроводная арматура представляет собой приспособления, которые монтируются на трубопроводах, котлах, резервуарах и других устройствах, находящихся под давлением, для включения и отключения отдельных участков трубопровода, регулирования расхода и давления среды, указания и регулирования уровней жидкостей, изменения направления движения транспортируемой по трубопроводам среды и т. д. Наиболее распространенный вид арматуры — запорная.

К запорной трубопроводной арматуре  относятся устройства, предназначенные для отключения одной части трубопровода от другой, включения и отключения технологических установок и сосудов.

Требования, предъявляемые к запорной арматуре

К особенностям запорной арматуры устанавливаемой на магистральных газопроводах относятся высокое давление транспортируемого газа (до 100 кгс/см2), высокая температура газа на выходе из компрессорной станции (до 120 0С), наличие в составе газа компонентов, вызывающих коррозию металла (углекислый газ, сероводород), наличие газового конденсата (до 1000 г/м3), сконденсированной минерализованной воды, метанола, диэтиленгликоля и механических примесей (до 50 г/1000 м3) с максимальной величиной частицы до 1 мм. В связи с этим к запорной арматуре магистральных газопроводов предъявляются следующие требования:

  1. запорная арматура должна обеспечивать герметичное отклю¬чение дефектного участка газопровода, сосуда или аппарата от технологических трубопроводов во избежание поступления к месту ремонтных работ газа, который может загореться, взорваться или вызвать отравление персонала;
  2. запорная арматура должна иметь хорошую герметичность относительно окружающей среды (в соединениях с трубопроводом, разъемах корпуса и через уплотнения полуосей затвора арматуры не должно быть утечек);
  3. конструкция запорной арматуры должна обеспечивать удобство ее обслуживания и ремонта, быстрое открытие и закрытие;
  4. при ручном управлении запорной арматурой усилия не должны превышать допустимых нормами величин;
  5. для обеспечения прохода очистных ершей и продувочных шаров в период эксплуатации газопровода диаметр запорного устройства должен соответствовать диаметру трубопровода, к которому оно подсоединено;
  6. запорная арматура должна обеспечивать минимальное гидравлическое сопротивление;
  7. запорная арматура длительное время должна сохранять герметичность и работоспособность.
  • Название: Эксплуатация и ремонт запорной арматуры
  • Издательство: Волгоградский колледж газа и нефти
  • Год: 2005
  • Страниц:
  • Формат: .pdf
  • Размер: 360кБ
  • Качество: Отличное
  • Серия или Выпуск:——
Читайте также:  Торцевая заглушка для квадратных труб

 

Скачать БЕСПЛАТНО Эксплуатация и ремонт запорной арматуры

Внимание! У Вас нет прав для просмотра скрытого текста.

Прежде чем задать вопрос прочитайте: FAQ

Эксплуатация арматуры

В процессе эксплуатации все основные работы по обслуживанию арматуры выполняются обслуживающим персоналом и в зависимости от ее характера могут быть разделены на четыре вида: оперативные, контрольно-осмотровые, профилактическое обслуживание, текущий ремонт.

Оперативные работы представляют собой те действия, которые выполняются в связи с пуском, остановкой или изменением режима работы установки. В эти работы входит подготовка арматуры, открывание и закрывание, проверка исправности работы, проверка герметичности относительно окружающей среды и т. п. Оперативные работы заранее не планируют, они выполняются по указанию начальника смены ТЭС.

Контрольно-осмотровые работы проводятся во время смены для своевременного выявления возникающих неисправностей арматуры, которые могут привести к полному отказу.

Эти работы выполняются обычно эксплуатационным персоналом во время обхода помещений с обслуживаемым оборудованием путем визуального наблюдения за его внешним состоянием, прослушивания шумов, а также анализа записей самопишущих приборов и т. п.

Во время осмотров выявляют и устраняют нарушение уплотнений соединительных трубных линий и арматуры, отказы автоматических регуляторов и т. п. Порядок проведения и объем контрольно-осмотровых работ определяются должностными и эксплуатационными инструкциями.

Профилактическое обслуживание арматуры состоит из комплекса профилактических работ, выполняемых в целях поддержания бесперебойного функционирования арматуры, участвующей в работе системы. Работы по профилактическому обслуживанию проводят в плановом порядке по графикам, разрабатываемым службой эксплуатации ТЭС.

Периодичность и объем работ устанавливаются с учетом рекомендаций заводов — изготовителей арматуры и накопленного опыта эксплуатации.

В объем профилактического обслуживания обычно входят такие работы, как очистка и смазка арматуры, поднабивка сальников, проверка работоспособности приводов, электромагнитов, датчиков положений.

Текущая проверка и ремонт, выполняемые в процессе эксплуатации, не заменяют обязательной ведомственной проверки и не изменяют сроков ее проведения. Перед проведением текущей проверки и ремонта следует выполнить комплекс работ по профилактическому обслуживанию арматуры.

Время, на которое останавливают ТЭС, используется также и для выполнения текущих работ по поддержанию арматуры в работоспособном состоянии. ТЭС может быть остановлена по двум причинам: возникновение аварийной ситуации и необходимость выполнения плановых мероприятий.

Обычно аварийная остановка вызывается отказом какого-либо элемента энергоблока и требуется устранение этого отказа (ремонта) или замена неисправных элементов технологического оборудования, длится она непродолжительное время.

Ее целесообразно использовать для выполнения первоочередных неотложных работ по техническому обслуживанию арматуры, которые нельзя выполнить при действующей установке. Результаты работ регистрируются в журнале дежурного инженера.

Подготовка технологического оборудования к ППР (планово-предупредительный ремонт) состоит в снятии давления, освобождении от заполняющей среды (пара, воды, газа и др.), снижении температуры, дезактивации поверхности и т. п. Демонтированное тяжелое оборудование (регулирующие клапаны больших размеров, исполнительные механизмы и др.

) рекомендуется хранить вблизи установки, обеспечив их сохранность. На время проведения ППР на демонтируемом технологическом оборудовании снимаются приборы, регуляторы, отборные устройства, запорная и регули-рующая арматура, электрические и трубные соединительные линии и т. п.

На все снятые элементы навешивают бирки с указанием номеров позиций оборудования по проекту (а соединительные линии и маркируют), принимают меры, обеспечивающие сохранность и защиту элементов оборудования от повреждений. По мере запуска агрегатов и контуров продувают импульсные линии, заполняют уравнительные и конденсационные сосуды и т. п.

Тщательно проверяют отсутствие протечек на вновь смонтированной запорной и регулирующей арматуре, импульсных линиях, отборных устройствах и др. В случаях обнаружения каких-либо дефектов немедленно принимают меры к их устранению.

В процессе эксплуатации арматуры ТЭС должен осуществляться такой комплекс мероприятий, который обеспечивал бы поддержание в работоспособном состоянии всего технологического оборудования. Эксплуатация арматуры охватывает большое количество операций, выполняемых для обеспечения бесперебойной работы ТЭС.

К ним относятся управление арматурой в процессе работы, тех-ническое обслуживание, монтаж арматуры при замене вышедших или выходящих из строя конструкций и входной контроль арматуры, поступающей для замены находящейся в эксплуатации.

Арматура должна использоваться строго по назначению, в соответствии с указаниями в техническом паспорте и технических условиях, стандартах или особых условиях заказа. Запорную арматуру использовать в качестве регулирующей или дросселирующей не разрешается.

Открывание запорной арматуры должно производиться полностью, закрывание — с усилием, необходимым для герметизации запорного органа. При открывании и закрывании арматуры применение добавочных рычагов не допускается. Арматуру, требующую для открывания больших усилий, снабжают редуктором или электрическим (или другого типа) приводом, а в некоторых случаях обводом.

При открывании арматуры, снабженной обводами, вначале открывают обвод, а затем после прогрева и выравнивания давления открывают основной проход. Перед открыванием запорной арматуры на паропроводах необходимо прогреть трубопровод и удалить конденсат из него.

Известно, что в условиях сухого трения ходовая гайка в арматуре быстрее выходит из строя. Поэтому в целях сохранения арматуры в работоспособном состоянии длительное время необходимо периодически смазывать резьбу шпинделя смазкой, указанной в инструкции по эксплуатации арматуры.

К управлению арматурой допускается только квалифицированный персонал, обладающий необходимыми знаниями и навыками. При ручном управлении арматурой необходимо следить за тем, чтобы к маховику не были приложены чрезмерно большие усилия, могущие повредить резьбу шпинделя или вызвать затруднения при последующем открывании арматуры.

При быстром закрывании арматуры в системе могут возникнуть гидравлические удары; кроме того, под действием инерционных сил и вследствие уменьшения силы трения (коэффициент трения движения) создаются увеличенные усилия закрывания, затрудняющие последующее открывание.

Арматура, предназначенная для ответственных установок, находящаяся как в эксплуатации, так и в резерве или ремонте, должна быть принята на учет и зарегистрирована в специальном журнале, где должны быть указаны время поступления на склад, дата установки на линию, даты и характер осмотров и ремонтов, а также состояние арматуры после каждого ремонта.

Резервная арматура хранится на складе в упаковке завода-изготовителя. В арматуре, поступившей в неупакованном виде, проходные отверстия долж-ны быть закрыты заглушками. Через определенные сроки, указанные в инструкции по эксплуатации, производится переконсервация арматуры.

3.2 Техническое освидетельствование и обслуживание арматуры

К постоянной эксплуатации на ТЭС допускается арматура, прошедшая одновременно с другим оборудованием трубопровода или системы комплексное опробование и принятая Государственной приемочной комиссией. Комплексное опробование оборудования и трубопроводов осуществляется в течение 72 ч не-прерывной работы под нагрузкой при номинальных параметрах работы.

При этом основное оборудование должно работать непрерывно, а вспомогательное постоянно или поочередно. Перед комплексным опробованием производится освидетельствование технического состояния и подготовленности оборудования, включая арматуру, на основании результатов которого Госгортехнадзор выдает разрешение на проведение комплексного опробования.

Техническое освидетельствование трубопроводов (включая арматуру), зарегистрированных Госгортехнадзором, проводится до ввода их в эксплуатацию (внутренний осмотр и гидравлическое испытание); внутренний осмотр оборудования и питательных трубопроводов в доступных местах — периодически, не реже одного раза в четыре года; гидравлическое испытание оборудования — периодически, не реже одного раза в восемь лет, наружный осмотр трубопроводов — периодически, не реже одного раза в год. При необходимости внутренний осмотр и гидравлическое испытание оборудования и трубопроводов могут проводиться досрочно.

Техническое освидетельствование инспектором Госгортехнадзора или лицом, осуществляющим надзор за оборудованием и трубопроводами на станции, выполняется в присутствии лица, ответственного за исправное состояние и безопасное действие оборудования и трубопроводов.

Техническое освидетельствование оборудования, которое по условиям технологического процесса не может быть остановлено, допускается совмещать с планово-предупредительным или капитальным ремонтом, но выполнять не реже одного раза в четыре года.

Читайте также:  Дюйм для запорной арматуры

Перед техническим освидетельствованием оборудование должно быть остановлено, обесточено, надежно отключено от всех трубопроводов, соединяющих его с источниками давления, охлаждено, освобождено от заполняющей его рабочей среды, а поверхности, подлежащие осмотру, очищены до металла от загрязнений, накипи и т. п.

Арматура высотой более 2 м перед внутренним осмотром должна быть оснащена приспособлениями, обеспечивающими безопасный доступ при осмотре всех частей оборудования.

При осмотрах особое внимание должно быть обращено на выявление следующих дефектов:

на внутренней и наружной поверхностях — трещин, надрывов, коррозии стенок, выпучин, раковин и т. п.;

в сварных швах — дефектов сварки, трещин и др.;

в элементах арматуры с наплавкой и антикоррозионным покрытием — трещин и разрушений наплавки, расслоений в плакирующем слое и т. п.

Если при техническом освидетельствовании окажется, что арматура имеет серьезные дефекты или значительный износ (механический, коррозионный и т. п.), вызывающий сомнение в ее прочности, то работа этой арматуры должна быть запрещена.

В случае обнаружения дефектов в основном металле или в сварном соединении результаты обследования дефектного узла должны быть оформлены актом. Техническое обслуживание арматуры проводится в целях выявления ее состояния, определения возможности дальнейшей эксплуатации, выполнения необходимых регулировочных или ремонтных работ без снятия арматуры с линии.

При этом предусматриваются следующие регламентные работы. Проверяется подвижность ходовой части арматуры, для чего затвор поднимается и опускается на полный ход. После двукратного подъема и опускания проверяется состояние сальника. При необходимости сальник подтягивается завинчиванием гаек или перенабивается.

В последнем случае затвор поднимается вверх до отказа, пока не будет перекрыто верхнее уплотнение бурта шпинделя с крышкой. Этим отключается сальниковая полость от полости корпуса. Крышка сальника и нажимная втулка сальника поднимаются вверх, заменяется или добавляется набивка сальника, при этом давление в системе должно быть снято.

Кольца набивки изготовляются из шнура квадратного сечения со стороной, равной ширине сальниковой камеры. Шнур навивается на оправку диаметром, равным диаметру шпинделя, и разрезается на кольца по винтовой линии под углом 45°. Кольца предварительно опрессовываются, после чего они укладываются в камеру вразбежку линий разреза. После добавления набивки сальник затягивают вновь.

Проверяют действие привода, для чего выполняют несколько циклов срабатывания. При этом проверяют перекрытие прохода и правильность показаний элементов сигнализации.

В регулирующей арматуре следует особое внимание уделять плавности хода штока, так как перетяжка сальника может существенно увеличить силу трения и повысить нечувствительность клапана. После окончания подтяжки сальника шток должен перемещаться плавно, без рывков и заеданий.

Периодичность технического обслуживания зависит от условий работы арматуры, места ее установки, свойств и параметров среды и т. п.

По окончании выполнения технического обслуживания в журнал или формуляр арматуры должны быть занесены данные о его результатах, а также о работах, выполненных во время технического обслуживания.

На ТЭС эксплуатируется арматура различных классов (запорная, регулирующая, предохранительная) и типов (вентили, задвижки, клапаны и т. п.), каждый из которых требует выполнения определенных условий при эксплуатации и техническом обслуживании.

Запорные вентили. Большое число запорных вентилей малых диаметров прохода устанавливается на трубопроводах для обеспечения возможности их опорожнения, продувки и выпуска воздуха.

Для поддержания вентилей, расположенных на неработающих трубопроводах (резервных и байпасных линиях и пр.), в работоспособном состоянии необходимо не реже одного раза, в год опробовать их подвижные части и детали.

Эксплуатируемые сильфонные вентили через каждые 8000 ч работы должны быть осмотрены и опробованы. При этом проверяется состояние крепежных деталей без разгерметизации трубопровода.

В случае необходимости крепежные детали должны быть подтянуты, проверяется работоспособность вентилей, для чего необходимо сделать полный ход открыто — закрыто. Обнаруженные неисправности должны быть устранены.

Все работы по осмотру и проверке работоспособности должны проводиться при неработающей системе.

В табл. 3.2.1 приведены возможные неисправности сальниковых и сильфонных запорных вентилей и указаны способы их устранения.

Таблица 3.2.1

Возможные неисправности запорных вентилей и задвижек и способы их устранения

Неисправность Возможная причина Способ устранения
Пропуск среды при закрытом запорном органе Нарушение герметич-ности запорного органа в связи с износом, повреждениями или загрязнением поверхности уплотнительных колец корпуса и затвора Разобрать изделие, очистить, притереть или заме-нить уплотнительные кольца
Недостаточное усилие на маховике (меньше расчетного) Увеличить усилие на маховике до расчетного
Недостаточный крутя-щий момент, развиваемый электроприводом Проверить настройку муфты крутящего момента. Проверить напряжение на вводе. Проверить техническое состояние электродвигателя
Пропуск среды через соединение корпуса с крышкой Потеря герметичности в связи с недостаточной затяжкой болтов Равномерно затянуть болты
Повреждена прокладка Заменить прокладку
Повреждены уплотнительные поверхности корпуса или крышки Снять крышку, исправить повреждение и притереть поверхности уплотнения
Пропуск среды через сальник Набивка сальника недостаточно уплотнена Подтянуть гайки сальника равномерно
Износ сальниковой набивки Поднабить сальник или заменить сальниковую набивку
Повреждена поверхность шпинделя Устранить повреждение поверхности
В вентиле пропуск среды через сильфонный узел Поврежден сильфон Разобрать вентиль и заменить сильфонную сборку
Увеличенный момент на маховике, необходимый для закрывания Отсутствие смазки в подвижных сопряжениях Смазать подвижные со-пряжения
Не срабатывает электропривод Отсутствие питания электропривода Проверить и исправить линию питания электропривода

Общие технические требования к трубопроводной арматуре, поставляемой на объекты ОАО "Газпром"

  • ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»
  • Ассоциация
    «Высоконадежный трубопроводный транспорт»
  • Закрытое акционерное
    общество «Научно-производственная фирма
  • «Центральное
    конструкторское бюро арматуростроения»
  • Дочернее открытое
    акционерное общество «Оргэнергогаз»
  • Общество с ограниченной
    ответственностью
  • «Информационно-рекламный
    центр газовой промышленности»
  • СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ
  • ДОКУМЕНТЫ НОРМАТИВНЫЕ ДЛЯ
    ПРОЕКТИРОВАНИЯ, СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ ОАО «ГАЗПРОМ»
  • ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ
    К ТРУБОПРОВОДНОЙ АРМАТУРЕ, ПОСТАВЛЯЕМОЙ НА ОБЪЕКТЫ ОАО «ГАЗПРОМ»
  • СТО Газпром 2-4.1-212-2008
  • Дата введения — 2008-06-14
  • Содержание
  • Предисловие
  • 1 РАЗРАБОТАН Ассоциацией
    «Высоконадежный трубопроводный транспорт», ЗАО «Научно-производственная
    фирма «Центральное конструкторское бюро арматуростроения», ДОАО
    «Оргэнергогаз»
  • 2 ВНЕСЕН Управлением
    по транспортировке газа и газового конденсата Департамента по транспортировке,
    подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром»

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В
ДЕЙСТВИЕ Распоряжением ОАО «Газпром» от 30 ноября 2007 г. № 426 с 14
июня 2008 г.

4 ВЗАМЕН ОТС ЗРА-98
«Общая техническая спецификация. Запорно-регулирующая арматура»

1 Область применения

Настоящий
Стандарт устанавливает общие требования к трубопроводной арматуре при ее
проектировании, изготовлении, приемке, испытаниях, транспортировке и хранении.

Настоящий
Стандарт распространяется на запорную, регулирующую, предохранительную и
обратную арматуру с номинальными диаметрами от 50 до 1400 мм, на номинальные
давления по ГОСТ
26349-84: 1,0 (10); 1,6 (16); 2,5 (25); 4,0 (40); 6,3 (63); 8,0 (80); 10,0
(100); 12,5 (125); 16,0 (160); 20,0 (200); 25,0 (250); 32,0 (320); 40,0 (400)
МПа (кгс/см2), с защитным покрытием нормального и усиленного типа,
предназначенную для использования на трубопроводах, емкостях и другом
оборудовании промысловых и газосборных пунктов, газоперерабатывающих заводов,
подземных хранилищ газа, линейной части магистральных газопроводов,
технологических обвязок компрессорных, дожимных, газораспределительных и
газоизмерительных станций ОАО «Газпром».

2 Нормативные ссылки

В настоящем
Стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ
9.602-2005 Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения
подземные. Общие требования к защите от коррозии

Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector