Добавить в закладки

Разновидности задвижек и их использование

Трубопроводная арматура применяется предприятиями энергетической отрасли, жилищно-коммунальными организациями, в металлургической, химической, пищевой и других видах промышленности.

Таблица разновидностей и классификаций задвижек для трубопровода.

Запорная, фазоразделительная, защитная, распределительная, высокого давления, запорно-регулирующая и регулирующая арматура действует на проходное сечение, определяет изменения потоков веществ, фактически управляет ими. Задача запорной арматуры – пуск и остановка потока рабочей среды. Своевременная диагностика и качественный ремонт задвижек обеспечивают эффективную работу целой системы, надежную фиксацию крайних положений узла («закрыто», «открыто»).

Задвижка и ее разновидности

Движение потока газа, пара или жидкости регулируется самым распространенным видом запорной арматуры – задвижкой. Условно можно классифицировать устройства по нескольким характеристикам.

По виду выделяют задвижки:

Уплотнительные поверхности затвора параллельной задвижки расположены параллельно друг к другу.

• полнопроходные;
• суженные (диаметр трубопровода превышает диаметр отверстия кольца уплотнения).

По форме затвора различают задвижки арматуры:

• клиновые;
• параллельные.

Особенность – остановка движения потока веществ поступательным поворотом затвора перпендикулярно основному потоку транспортируемого вещества. Уплотнительные поверхности клинового затвора расположены с соблюдением определенного угла по отношению друг к другу. Все виды клиньев изготавливают из высоколегированной стали. Применение – транспортировка аммиака (жидкого и газообразного), водяного пара и воды, неагрессивных нефтепродуктов.

Уплотнительные поверхности затвора параллельной задвижки расположены параллельно друг к другу. Различают однодисковые (шиберные) и двухдисковые задвижки арматуры.

По типу движения шпинделя бывают задвижки:

• с вращающимся шпинделем (поступательно-вращательные и поступательные движения);
• с выдвижным штоком и шпинделем (только вращательные движения).

Задвижки с вращающимся шпинделем используются при трубопроводах, где необходимо обеспечить смазку трения ходовой гайки и шпинделя и отсутствует угроза коррозии узла. Задвижки с выдвижным шпинделем выше вращающихся, благодаря техническим характеристикам их применяют во всех остальных системах.

Чугунная задвижка применяется для пуска и полного прекращения движения потока веществ. Максимальная рабочая температура – 225°С.

По виду материала выделяют задвижки:

• стальные;
• чугунные.

Стальная задвижка запирает движение в трубопроводе. Разрешенные рабочие вещества – пар, вода, неагрессивные нефтепродукты в газообразном и жидком виде. Применяются для работы с различными уровнями давлений и проходов в условиях умеренного климата по всей протяженности трубопровода.

Чугунная задвижка применяется для пуска и полного прекращения движения потока веществ. Максимальная рабочая температура – 225°С. Разрешенные вещества – пар, нефтепродукты, масло, вода. Допускается установка на горизонтальном и вертикальном трубопроводе с учетом особенностей монтажа.

Оба вида задвижек относятся к категории ремонтируемых изделий арматуры с вынужденной продолжительностью эксплуатации.

Отдельно выделяют , которая состоит из эластичного патрубка, помещенного в отбортованный на фланцах защитный корпус. Полностью отсутствует контакт с рабочей средой. Принцип работы – одностороннее или двухстороннее перекрытие эластичного шланга (пережим). Применение – транспортировка абразивных пульп, нефтепродуктов, шламов, агрессивных веществ. Температура среды не должна превышать 110°С, а давление в трубопроводе – 6 кгс/см 2 .

Использование, ремонт и диагностика задвижек

Монтаж и обслуживание устройств должны выполняться специалистами высокой категории.

Применение задвижек арматуры в технологических и транспортных трубопроводах на ключевых и вспомогательных предприятиях различных видов промышленности, в энергетических системах, в газо-, нефте- и водопроводах обусловлено следующими техническими характеристиками:

• длительный срок службы при неблагоприятных условиях;
• малое гидравлическое сопротивление;

Монтаж и обслуживание устройств должны выполняться специалистами высокой категории с достаточным уровнем знаний, допуском к проведению специфичной операции, обладающими навыками применения конкретного типа задвижек.

Основная причина неисправности задвижек – повреждение поверхности уплотнительных колец вследствие попадания чужеродных мелких частиц (песок, окалина и т.д.), при этом нарушается герметичность конструкции, происходит утечка транспортируемого вещества. Помимо существенных материальных потерь, при транспортировке опасных или агрессивных веществ по трубопроводу с неисправными узлами возможно нанесение ущерба окружающей среде, а в самых сложных ситуациях возникает угроза жизни работников, участвующих в процессе.

По окончании работ специалисты тестируют узлы на герметичность уплотнений, испытывают работоспособность устройства.

Своевременная диагностика и ремонт технического состояния узла влияет на качество и эффективность работы системы.

Для устранения неисправностей, в зависимости от расположения поврежденного узла, соблюдая правила безопасности, задвижки разбирают, а по окончании работ собирают стандартным инструментом в специально оборудованных цехах или непосредственно в системе трубопровода. Работник, ответственный за проведение работ, обязан обеспечить соответствующую защиту резьбовых и уплотнительных элементов от повреждений, не допустить попадания инородных частиц в полости узла. По окончании работ специалисты тестируют узлы на герметичность уплотнений, затвора, прокладочного соединения, испытывают работоспособность устройства.

Ремонт и демонтаж задвижек арматуры запрещен, если:

• есть давление в полости арматуры или системе;
• в устройстве остается среда.

Недопустимо использовать узлы для регулировки потока.

Технология ремонта запорной арматуры (задвижки)

1. Разборка, очистка, обнаружение дефектов.
2. Реставрация корпуса. Производится антикоррозийная обработка, под уплотнительные элементы протачиваются канавки, выполняется наплавка.
3. Устранение дефектов крышки и корпуса выборкой металла.
4. Восстановление герметичности узла. Закрепляются уплотнительные элементы в различных комбинациях, соответственно типу задвижки. Отработанные седла и шибер устраняют, устанавливают новые.
5. Шпиндель восстанавливается наплавкой, производится калибровка резьбы.
6. Полная реставрация сальникового узла путем замены уплотнительных элементов (подшипники, сальники, манжеты, нажимное и опорное кольцо).
7. Устанавливаются новые тарельчатые пружины, щитки и нагнетательный клапан.
8. Восстанавливается или вытачивается новый штурвал.
9. Проводятся испытания (гидравлические или пневматические) и диагностика на герметичность, прочность узла.
10. Изделие консервируется и окрашивается.

Каждое из ремонтируемых изделий проходит несколько ступеней контроля: визуальный, технический и инструментальный, согласно законодательным актам РФ и требованиям предприятий-производителей.

Стоимость ремонтных работ по восстановлению задвижек арматуры в большинстве случаев составляет от 30 до 50% первоначальной стоимости изделия. При этом сохраняются технические и эксплуатационные характеристики, продлевается срок службы, повышается эффективность работы системы трубопровода.

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:

• Внешний осмотр;
• Проверка наличия всех необходимых составных частей;
• Очистка от консервационной смазки;
• Промывка деталей;
• Гидравлические (пневматические) испытания в положениях «закрыто» и «открыто».

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:

• Категория трубопровода;
• Тип рабочей среды;
• Материал, из которого изготовлена арматура;
• Продолжительность её хранения;
• Наличие документации.

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:

• Деталям корпуса (в т.ч. сварным соединениям, наплавкам);
• Прокладочным соединениям;
• Сальниковым узлам.

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:

• Задвижка пропускает поток рабочей среды в закрытом положении;
• Бронзовые кольца спадают с корпуса или дисков;
• Поломка стального хомута;
• Поломка крышки сальника и неисправность сальникового уплотнения.

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.

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Арматура -- неотъемлемая часть любого трубопровода. Трубопроводная арматура представляет собой устройства, предназначенные для управления потоками жидкостей или газов, транспортируемых по трубопроводам. Как известно, любой магистральный трубопровод состоит из линейной части, перекачивающих (газокомпрессорных или насосных) и распределительных станций, предназначенных для направления транспортируемой среды потребителям.

На магистральных трубопроводах по характеру работы различают арматуру линейной части и обслуживающую перекачивающие и распределительные станции.

Запорная арматура линейной части трубопроводов, устанавливаемая через каждые 25 - 30 км, предназначена в основном для отсекания участка трубопроводов при аварии или ремонтных работах. Практически арматура линейной части срабатывает редко (несколько раз в год). На перекачивающих и распределительных станциях арматура предназначена для оперативных переключений, обеспечивающих основные технологические процессы, а также отключений отдельных участков при ремонте. Кроме того, на технологических трубопроводах химических и нефтехимических производств арматура эксплуатируется весьма интенсивно; в некоторых технологических процессах цикл открытие закрытие совершается несколько раз в минуту.

В некоторых процессах арматура подвергается значительным вибрациям, действию высоких и низких температур. Диапазоны температур, давлений, вязкостей, химической активности и других свойств перекачиваемых сред, на которых работает арматура, непрерывно расширяются. Все это создает известные трудности при конструировании арматуры, а также при подборе готовых конструкций применительно к конкретным рабочим условиям. Разнообразные условия, при которых работает арматура, специфичность требований, предъявляемых к ней» вопросы надежности и долговечности, большое число конструкций затрудняют выбор арматуры для тех или иных конкретных условий работы. Правильный выбор того или иного конструктивного типа арматуры в значительной степени предопределяет безаварийную работу как отдельных технологических производств в целом, так и трубопроводов, в частности.

В настоящее время потребители трубопроводной арматуры и приводов затрачивают значительные средства на организацию входного контроля и ремонта трубопроводной арматуры и приводов. Эти меры позволяют значительно сократить объемы использования непригодной к эксплуатации продукции.

Однако этот выход является не самым «рациональным» поскольку контроль качества происходит после приобретения продукции. Предприятия ТЭК расширяют проведение испытаний арматуры у поставщиков арматуры на предмет их соответствия условиям заводских поставок. Преимущество этого метода контроля заключается в том, что качество продукции определяется до заключения договора. В учебном пособии рассмотрены разработанные классификации трубопроводной арматуры, а также их деталей, уплотнений, приводов. Важными и необходимыми для обучения студентов специальности «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ» являются разделы по монтажу, техническому обслуживанию, ремонту и врезке трубопроводной арматуры.

Проведение практических занятий по силовым расчётам трубопроводной арматуры базируется на выдающейся научной школе Д.Ф. Гуревича. В задании на подготовку учебного пособия не ставилась задача по сбору справочного материала по номенклатуре выпускаемое продукции трубопроводной арматуры отечественными и зарубежными производителями. Поэтому в приложениях в достаточном объёме для выполнения студентами курсовых работ представлены основные технические характеристики кранов, задвижек, клапанов, переключающих устройств и т.д.

1. Краткая характеристика НПС

Нефтеперекачивающие станции с резервуарным парком (головные нефтеперекачивающие станции) по назначению разделяются на два вида -головная НПС магистрального нефтепровода и головная НПС технологического участка. Эти станции отличаются не только по назначению, но и местом их расположения в технологической цепочке нефтепроводного транспорта. Им присущ практически один и тот же состав основных технологических объектов, а также почти идентичные технологические схемы.

Головная НПС состоит из основных комплексов сооружений: резервуарный парк, подпорная насосная станция, основная насосная станция. Помимо основных сооружений на головной НПС имеется:

Узел учета нефти;

Узел предохранительных клапанов на линии приема НПС;

Узел предохранительных клапанов на линии между основной насосной и подпорной насосной;

Узел регулирования давления;

Узел подключения НПС к нефтепроводу (узел приема и пуска СОД).

Технологическая схема НПС предусматривает следующие технологические операции:

Прием нефти с нефтяных промыслов в резервуарный парк;

Отбор нефти из резервуарного парка и подачи ее в нефтепровод;

Одновременное ведение приема нефти и подачи ее в нефтепровод.

Режим работы станции может осуществляться по следующим схемам:

Перекачка через резервуарный парк;

Перекачка порезервуарно, т.е. в один резервуар нефть поступает, из другого идет откачка нефти;

Перекачка с подключенной емкостью, что позволяет компенсировать неравномерность поступления нефти и ее откачки.

1.1 Оборудование и работа насосной станции. Резервуарный парк

Основное назначение резервуарного парка - выполнение буфера между нефтепромысловыми объектами и объектами магистрального транспорта нефти. Резервуарный парк компенсирует дисбаланс производительности промыслов и магистралей.

Вторая роль, отводимая резервуарному парку, - роль аварийной ёмкости, в которую принимается нефть при аварии на объектах нефтепровода.

Третье назначение парка - подготовка нефти к транспортировке по нефтепроводу (отстаивание от воды и мехпримесей, смешивание и др.).

Суммарный полезный объём резервуарных парков составляет:

Для ГНПС магистрального нефтепровода - 2-3 суточного объёма перекачки для ГНПС эксплуатационного участка - 0,3-0,5 суточного объёма перекачки;

Для ГНПС эксплуатационного участка, где проводятся приёмосдаточные операции,1,5 суточного объёма перекачки.

Резервуары в резервуарном парке размещаются группами. Каждая группа резервуаров должна быть ограждена сплошным земляным валом шириной по верху не менее 0,5м. объём, образуемый между внутренними откосами обвалования должен быть равен ёмкости наибольшего резервуара в группе.

На территории резервуарного парка предусматривается производственно-дождевая канализация для приёма: -подтоварных вод из резервуаров;

Дождевых вод с обвалованной площадки резервуарного парка, где эти воды могут быть загрязнены нефтью;

Воды от охлаждения резервуаров при пожаре.

По границам резервуарных парков и между отдельными группами резервуаров оставляют пожарные проезды шириной не менее 3,5м.

Площадка с предохранительными клапанами.

Предохранительные клапаны (предохранительные устройства прямого действия типа ППК или СППК) устанавливаются на линии приёма НПС и на линии между подпорной и основной насосной. Предохранительные клапаны, установленные на приёмном трубопроводе НПС, предназначены для защиты технологического оборудования резервуарного парка от повышенного давления плюс параллельно к ним устанавливается задвижка, которые при срабатывании клапанов начинают автоматически открываться, и происходит сброс избыточного давления в специально выделенный для этих целей резервуар.

Предохранительные клапаны, установленные на трубопроводе между подпорной и основной насосной обеспечивают защиту подпорную насосную от избыточного давления, повышающуюся при остановке основной насосной

Подпорная насосная.

Подпорная насосная предназначена для отбора нефти из резервуарного парка и подачи её на вход основной насосной с необходимым напором. Подпорные насосы монтируются в заглубленном варианте, что обеспечивает их заполнение нефтью. На приёмном патрубке устанавливается фильтр. Насосы соединяются параллельно, на выходе устанавливаются обратные клапаны. В зависимости от типа насоса подпорная насосная может находиться на открытой площадке или в закрытом помещении.

Узел учета количества перекачиваемой нефти.

Узел учета количества перекачиваемой нефти размещается на НПС с резервуарными парками. На ГНПС магистрального нефтепровода и на конечных пунктах трубопроводов размещаются узлы коммерческого учета, а на ГНПС эксплуатационного участка размещаются узлы оперативного учета.

В качестве датчика расхода используются турбинные расходомеры типа «Турбоквант». За счёт потока нефти вращается турбина, на валу которой имеется зубчатое колесо. При перемещении зуба магнитного поля индукционного датчика, в датчике наводится импульс. Количество импульсов зависит от объёма перекачиваемой нефти. Объём определяется прибором, расположенным в операторной.

Измерительные линии по назначению делятся на:

Рабочие, количество определяется производительностью нефтепровода;

Резервные линии, которые не находятся в работе;

Контрольные, предназначены для проверки показаний рабочих счётчиков.

Площадка фильтров-грязеуловителей

Фильтр-грязеуловитель предназначен для очистки нефти относительно крупных механических включений перед подачей жидкости на вход насосных агрегатов. Состояние фильтров при их эксплуатации контролируются с помощью манометров, установленных до и после фильтра.

Блок гашения ударной волны (БГУВ) типа «Аркрон»

Система сглаживания волн давления предусматривается для промежуточных НПС магистральных трубопроводов диаметром 720 мм и более. БГУВ предназначен для защиты трубопровода от гидравлического удара. Сглаживание происходит за счёт сброса энергии части нефти в безнапорную емкость. Гидравлический удар возникает из-за резкого увеличения гидравлического сопротивления, вызванного остановкой агрегата или НПС. Ударная волна распространяется на встречу движения нефти, при этом стенки трубопровода и оборудование испытывают импульсное воздействие повышения давления, что может привести порыву. При остановке НПС-2 открываются клапаны БГУВ, находящейся на этой же НПС, происходит сброс энергии ударной волны в ёмкость. В результате этого происходит медленный рост давления в трубопроводе, т. е. БГУВ ограничивает скорость нарастания давления в трубопроводе. Время открытия клапанов, а, следовательно, и скорость нарастания давления, определяется настройкой БГУВ.

Ёмкость для сброса энергии ударной волны.

В качестве ёмкости могут использоваться РВС-400, манифольт (ёмкость, сваренная из труб), горизонтальные ёмкости подземной установки объёмом по 100 м 3 . Общий объём зависит от диаметра нефтепровода:

Для нефтепровода диаметром 1220 мм - не менее 500 м;

Для нефтепровода диаметром 1020 мм - 400 м 3 ;

Для нефтепровода диаметром 820 мм - 200 м 3 .

При любом варианте ёмкости сброса оснащаются дыхательной арматурой и средствами КИП, обеспечивающими автоматическое опорожнение ёмкости от нефти. Нефть откачивается насосами откачки на приём НПС.

Насосные агрегаты и площадка агрегатных задвижек.

Насосный агрегат (насос и привод) относятся к основному оборудованию на НПС. На современных НПС агрегаты представлены центробежными насосами типа НМ (нефтяной, магистральный) и электродвигателем типа СТД (синхронный, трехфазный двигатель). Насос подключается к трубопроводу через приемную и выкидную задвижки, между задвижками устанавливается обратный клапан, обеспечивающий проток нефти при закрытых задвижках.

Соединение насосов между собой может быть последовательное и параллельно-последовательное. Параллельное соединение насосов используется для обеспечения необходимой производительности при работе НПС на два параллельных нефтепровода.

При последовательном соединении насосов увеличивается напор и производительность.

При параллельном режиме производительность увеличивается (если включены параллельно два нефтепровода), напор остается без изменения, т.е. параллельный режим работы насосных агрегатов используется при работе НПС на два параллельных нефтепровода.

Камера (площадка) регулирования давления (КРД)

Для регулирования давления монтируются поворотные регулирующие заслонки. С помощью этих заслонок обеспечивается поддерживание давления на приёме ниже заданного исходя из условий кавитации насоса, и на выходе НПС не выше заданного исходя из условий прочности трубопровода.

Вспомогательное оборудование насосной станции.

К вспомогательному оборудованию насосной станции относятся системы, обеспечивающие нормальные условия работы основного оборудования станции. Перечень вспомогательных систем зависит от компоновки основного технологического оборудования. В состав вспомогательных систем входят два механизма, соединённых параллельно.

Механизмы работают в режиме автоматического включения резервного (АВР) механизма, т.е. один механизм (насос, вентилятор) работает как основной и при его отказе в работе автоматически включается резервный. Для предотвращения перетока жидкости через механизм, который находиться в резерве, на выходе каждого механизма устанавливается обратный клапан.

Переход на резервный механизм сопровождается сигнализацией «Неисправность вспомсистемы». При отказе в работе резервного механизма происходит его отключение, которое сопровождается сигнализацией «Авария вспомсистемы».

По значимости вспомогательные системы разделяются на два вида:

Вспомогательные системы (вспомсистемы I);

Вспомогательные сооружения (вспомсистемы II).

К вспомогательным системам (вспомсистемы I) относятся системы, без постоянн ой работы которых, основное технологическое оборудование работать не сможет. К ним относятся следующие системы:

Маслосистема, предназначена для бесперебойной подачи масла на подшипники насосного агрегата;

Подпорная вентиляция, предназначена для создания избыточного давления воздуха в электрозале;

Вентиляция безпромвальной камеры, предназначена для создания воздушной завесы при проходе вала через разделительную стену;

Вентиляция для продувки электродвигателя (используется при установке насосного агрегата в общем укрытии), пред назначена для создания избыточного давления воздуха в электродвигателе;

арматура ремонт задвижка

Глава 2. Правила эксплуатации, объем работ при техническом обслуживании и ремонте задвижек

2.1 Правила эксплуатации задвижек

Трубопроводная арматура является неотъемлемой частью любого трубопровода. Под трубопроводной арматурой понимаются устройства, предназначенные для управления потоками рабочей среды, транспортируемой по трубопроводам, т.е. это устройства, которые предназначены для отключения, распределения, регулирования, смешивания или сброса транспортируемых веществ. От надежной работы арматуры в значительной степени зависит надежность работы трубопровода, поэтому выбор арматуры для обслуживания трубопроводов должен производиться тщательно, с учетом ее назначения и условий работы. В процессе эксплуатации должны быть обеспечены своевременное и качественное техническое обслуживание и текущий ремонт арматуры.

К арматуре, устанавливаемой на нефтепроводах, предъявляется ряд требований, основными из которых являются: прочность, долговечность, безотказность, герметичность, транспортабельность, ремонтопригодность, готовность к выполнению цикла срабатывания (открытие, закрытие) после длительного периода нахождения в открытом или закрытом положении. Прочность арматуры обеспечивается изготовлением деталей из соответствующих конструкционных материалов. Наиболее важной является прочность корпусных деталей, поломка которых по своим последствиям особенно опасна. Требуемая прочность диктуется в основном рабочим давлением и температурой. Рабочие давления и температуры практически могут иметь любые значения из довольно широких диапазонов в зависимости от конкретных технологических процессов.

Долговечность арматуры в зависимости от условий ее работы может ограничиваться различными факторами. Ресурс могут определять износ деталей, коррозия материала, эрозия деталей рабочего органа, старение резиновых или пластмассовых деталей.

Безотказность арматуры сохраняется при правильной ее эксплуатации и тщательном техническом обслуживании, если конструкция и материал деталей выбраны правильно и соответствуют условиям работы. Наибольшее число отказов возникает в рабочем органе арматуры в результате коррозии, эрозии, замерзании воды и вибрации.

Арматура считается герметичной при следующих условиях: при закрытом рабочем органе рабочая среда не проходит из одной части в другую, отделенную арматурой; отсутствуют протечки через сальниковый узел, фланцевые и другие разъемные соединения; металл корпусных деталей имеет плотную структуру, отсутствуют пористые участки, раковины, трещины, через которые могла бы просочиться рабочая среда в окружающую атмосферу.

Герметичность запорного органа арматуры обеспечивается тщательной пригонкой и притиркой уплотнительных колец. Герметичность сальника достигается тщательной обработкой (полировкой) сальникового участка шпинделя, сохранением упругости сальниковой набивки и соответствующей ее затяжкой шпильками или болтами, использованием манжет, резиновых колец круглого сечения. Чтобы фланцевые соединения сохраняли герметичность, необходимо выбрать соответствующие размеры и материал прокладки и создать постоянную и равномерную затяжку фланцев.

Требование к арматуре по готовности к открытию без затруднений после длительного пребывания в закрытом положении (и наоборот - к закрытию) вызывается тем, что во многих случаях запорная и предохранительная арматура должна срабатывать редко и при этом возникают благоприятные условия для «прикипания» уплотнительных поверхностей затвора и седла друг к другу, а для их разделения или перемещения требуется приложить значительное усилие. Для обеспечения безотказной работы изделий необходимо в объем работ по техническому обслуживанию включать периодическое выполнение цикла «открыто - закрыто», чтобы удостовериться в работоспособности арматуры. В ряде случаев применяются, например, краны и задвижки со смазкой уплотнительных поверхностей деталей запорного органа. Наиболее благоприятные условия для работы арматуры создают масла, поскольку их вязкость позволяет снизить требование к герметичности запорного органа, а смазывающие свойства снижают силы трения в запорном органе и сальнике. Коррозионное воздействие масел на металл незначительно.

При выборе арматуры, в состав которой входит электрооборудование, необходимо учитывать возможную взрывоопасность нефти и нефтепродуктов. В особых случаях целесообразно применение арматуры с пневмо- или гидроприводом не содержащей электрических устройств.

Арматура на нефтепроводах и нефтепродуктопроводах работает в условиях, когда через ее полости перемещается жидкая нефть или нефтепродукт, физические и химические свойства которых оказывают влияние на параметры надежности ее работы (долговечность, безотказность).

Условия эксплуатации арматуры в этих условиях определяются не только параметрами рабочей среды (давление, температура), но также ее текучестью и коррозионной активностью. Текучесть среды зависит от температуры, т.к. с понижением температуры в нефти возрастает количество кристаллов парафина, которые снижают текучесть и забивают фильтры, трубопроводы и арматуру. Коррозионное воздействие нефти и нефтепродуктов на детали арматуры вызывается содержанием в них кислот, воды и серы. С повышением кислотности перекачиваемого продукта усиливается коррозионное воздействие на металл деталей арматуры и ускоряет ее износ.

Классификация трубопроводной арматуры

Трубопроводная арматура классифицируется по различным признакам:

I- по назначению трубопроводную арматуру подразделяют на:

Запорную - для перекрытия потока транспортируемого вещества (задвижки, вентили, краны);

Регулирующую - для регулирования параметров (расхода, давления) транспортируемого вещества (регулирующие вентили, краны и клапаны, регуляторы давления);

Предохранительную - для предохранения технологического оборудования и трубопроводов от недопустимого повышения давления (предохранительные, пропускные клапаны, а также разрывные мембраны);

Контрольную, определяющую уровень рабочей среды;

Обратная арматура - защитная арматура, предназначенная для автоматического предотвращения обратного потока рабочей среды;

Предназначенную для исключения движения среды в обратном направлении;

Прочую, предназначенную для различных конкретных операций (отвод конденсата, выпуск воздуха из трубопровода и впуск воздуха в него, приемо-раздаточные операции, выпуск подтоварной воды из ров и т.п.).

II- по принципу действия арматура может быть:

управляемой, рабочий цикл в которой выполняется по соответствующим командам в моменты, определяемые рабочими условиями или приборами, и с привлечением энергии от внешнего источника;

Автономной, рабочий цикл которой совершается рабочей средой без привлечения энергии каких-либо посторонних источников:

По способу управления арматура подразделяется на арматуру с ручным приводом, приводную и под дистанционное управление.

Арматура с ручным приводом управляется вращением маховика или рукоятки, насаженных на шпиндель или ходовую гайку непосредственно или передающих движение через редуктор.

Приводная арматура снабжена приводом, который установлен непосредственно на ней. Привод может быть электрическим, электромагнитным, пневматическим, гидравлическим и пневмогидравлическим.

Арматура под дистанционное управление имеет управление от привода, который не устанавливается непосредственно на ней.

III - в зависимости от области и условий применения трубопроводную арматуру подразделяют на две группы:

Общетехнического назначения, к которой относят арматуру, устанавливаемую на трубопроводах, по которым транспортируются неагрессивные и малоагрессивные вещества при низких или средних рабочих параметрах транспортируемой среды. Корпусные детали такой арматуры изготавливают из серого и ковкого чугуна, углеродистой или легированной стали;

Специального назначения для особых условий работы, устанавливаемую на трубопроводах с такими свойствами или параметрами, которые требуют применения легированных и высоколегированных сталей, бронзы, чугуна, обладающих высокой коррозионной стойкостью или жаропрочностью, защитных покрытий или неметаллических материалов.

IV- по способу присоединения к трубопроводам арматура подразделяется на:

Приварную, имеющую патрубки под сварку с трубопроводом и применяемую для трубопроводов с повышенными требованиями к плотности соединения. Сварное соединение не требует никакого ухода и подтяжки, что очень важно для магистральных трубопроводов, где желателен минимум обслуживания. Сварное соединение дает большую экономию металла и снижает массу арматуры и трубопровода. Недостатком сварных соединений является сложность демонтажа и замены арматуры, так как для этого ее приходится вырезать из трубопровода;

Фланцевую, имеющую присоединительные патрубки с фланцами и применяемые для любых технологических трубопроводов. Преимущества фланцевого присоединения арматуры - возможность многократного монтажа и демонтажа на трубопроводе, хорошая герметизация стыков и удобство их подтяжки, большая прочность и применимость для очень широкого диапазона давлений и проходов.

Недостатки фланцевого соединения - возможность ослабления затяжки и потеря герметичности со временем (особенно в условиях вибраций, изменения температур и давлений),

Повышенная трудоемкость сборки и разборки, большие габаритные размеры и масса;

Резьбовую, которая подразделяется на муфтовую, имеющую на присоединительных патрубках внутреннюю резьбу и цапковую - наружную. Муфтовое соединение используют обычно в литой арматуре.

В связи с этим основная область применения муфтовых соединений - арматура низких и средних давлений. Для мелкой арматуры высоких давлений, которую изготовляют из поковок или проката, чаще всего применяют цапковое соединение с наружной резьбой под накидную гайку.

V - по материалу, из которого изготовлены корпусные детали арматуры подразделяются на:

Арматуру из стали, которую используют для любых давлений и температур и изготовляют из углеродистой, легированной и высоколегированной сталей, а также с внутренними покрытиями коррозионно-стойкими материалами;

Арматуру из чугуна, которую не допускается применять для трубопроводов подверженных вибрации, работающих на растяжение, а также эксплуатируемых при резко переменном температурном режиме;

Арматуру из цветных металлов и сплавов и неметаллическую арматуру используют только в тех случаях, когда физико-химические свойства транспортируемого вещества не допускают использования арматуры из чугуна или стали.

Условные обозначение трубопроводной арматуры

В каталогах на арматуру, в номенклатуре арматурных заводов, в ведомостях для заказа арматуры и в прейскурантах применяют отраслевые условные обозначения. Шифр общепромышленной арматуры состоит из цифровых и буквенных знаков, включающих пять элементов, расположенных последовательно, например:30ч 925 бр.

Первое двузначное (30) число обозначает тип арматуры (задвижка, запорный клапан, кран и т. д.)

Первое буквенное обозначение (ч) указывает материал, из которого изготовлены корпусные детали арматуры.

Цифры после букв указывают порядковый номер (25) модели (одна, две или три цифры), если в этих трех цифрах первая больше 2, она означает тип привода (9). Ручной привод, представляющий собой маховик или рукоятку, не отмечается.

Буквы после второй группы цифр означают материал деталей уплотнения (бр) или вид внутреннего покрытия корпуса. Если уплотнительные поверхности выполнены непосредственно в самом корпусе, обозначение их отсутствует или указываются буквы «бк» (без колец).

Иногда после букв, обозначающих материал уплотнения, стоит еще одна цифра, обозначающая вариант конструктивного исполнения.

Например, шифр 15 с 22 нж 1 обозначает: 15 - Запорный клапан, с- корпус из углеродистой стали, 22 -порядковый номер модели (с ручным приводом маховиком), нж - с уплотнительными кольцами из нержавеющей стали, 1- конструктивное исполнение 1.Условное обозначение арматуры для нефтяной, нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности построены по другой системе. Здесь обычно сначала идет ряд букв, обозначающих сокращенное наименование арматуры, а затем цифры, указывающие условный диаметр и условное давление.

Например, 3KJI 2 - 1000 - 80, задвижка клиновая литая второй модификации ручного привода с условным диаметром 1000 мм и с условным давлением 80 кГс/см 2 ; ЗКЛПЭ - 1000 - 80 - задвижка клиновая литая с электроприводом с условным диаметром 1000 мм и с условным давлением 80 кГс/см 2 ;СППК 4 - 150 - 16 - специальный полноподъемный пружинный клапан четвертой модификации с условным проходом 150 мм и с условным давлением 16 кГс/см.

Условные давления и условные проходы трубопроводной арматуры

Условное давление Ру является единственным параметром для изготовляемой арматуры, гарантирующим ее прочность и учитывающим как рабочее давление, так и рабочую температуру. Условное давление соответствует допустимому рабочему для данного вида арматуры при нормальной температуре (20°С). При повышении температуры механические свойства конструкционных материалов ухудшаются, поэтому для арматуры с высокой рабочей температурой допустимые рабочие давления ниже, чем условные. Это снижение зависит от материала деталей арматуры и температурной зависимости прочностных свойств этого материала. Чем выше рабочая температура, тем ниже максимальное рабочее давление при одном и том же значении условного давления. До ввода в эксплуатацию арматуру необходимо испытать водой при температуре ниже 100 °С, на прочность и плотность материала - пробным давлением. Это давление нормировано ГОСТом. Для условных давлений до Ру = 200 кГс/см 2 пробное давление Рпр =1,5 Ру; при более высоких Ру превышение пробного давления над условным снижается до 25%.

Рабочей температурой считается наивысшая длительная температура перекачиваемой по трубопроводам среды.

Вторым основным параметром арматуры является диаметр условного прохода Ду (или 1>У> номинальное значение внутреннего диаметра трубопровода, для установки на который предназначена данная арматура. Различные типы арматуры при одном и том же условном проходе могут иметь разные проходные сечения (например, полнопроходной шаровой кран, конический кран с трапециевидным проходом.

Не следует смешивать диаметр условного прохода с диаметром проходного сечения в арматуре, последний часто меньше Ду (арматура с сужением прохода) или больше Ду (затворы с кольцевым проходным сечением). В то же время условный проход арматуры не совпадает и с фактическим проходным диаметром трубопровода. Так, трубопровод из трубы размером 325x16 мм имеет фактический внутренний диаметр (без учета допусков) 293, а номинальный диаметр - 300 мм. По размеру условного прохода различают арматуру малых проходов (Ду < 40 мм), средних проходов (Ду = 50-250 мм) и больших проходов (Ду >250 мм).

Работоспособность и назначенный срок службы арматуры.

Вся вновь устанавливаемая на объектах МН отечественная и импортная арматура должна иметь сертификаты соответствия, удостоверяющие соответствие запорной арматуры требованиям Государственных стандартов и нормативных документов России и разрешения

Госгортехнадзора России на право выпуска и применения данной продукции.

Работоспособное состояние арматуры, при котором все значения параметров, характеризующих способность выполнять заданные функции, соответствует требованиям

Неработоспособное состояние арматуры, при котором все значение хотя бы одного параметра, характеризующего способность выполнять заданные функции, не соответствует требованиям НТД.

Назначенный срок службы арматуры DN 50-1200 устанавливается до выработки назначенных показателей (указывается в ЭД: назначенный срок службы в годах, назначенный ресурс в циклах «открыто-закрыто»), но не более 30 лет.

Независимо от сроков эксплуатации, демонтажу с трубопровода подлежит арматура, имеющая неисправности и недостатки (не обеспечивается герметичность затвора арматуры по классу А, В, С; арматура, не прошедшая техническое освидетельствование независимо от сроков эксплуатации и циклов наработки и др.).

При замене запорной арматуры, в обязательном порядке производится замена клиновых задвижек на шиберные.

Клиновые задвижки.

Клиновые задвижки имеют затвор в виде плоского клина. В клиновых задвижках седла и их уплотнительные поверхности параллельны уплотнительным поверхностям затвора и расположены под некоторым углом к направлению перемещения затвора. Преимущества таких задвижек - повышенная герметичность прохода в закрытом положении, а также относительно небольшая величина усилия, необходимого для обеспечения уплотнения.

К недостаткам задвижек этого типа можно отнести необходимость применения направляющих для перемещения затвора, а также технологические трудности получения герметичности в затворе.

Все клиновые задвижки по конструкции затвора могут быть с цельным, упругим или составным клином.

Задвижки с цельным клином нашли широкое применение, так как их конструкция проста и, следовательно, имеет небольшую стоимость в изготовлении. Цельный клин представляет собой весьма жесткую конструкцию, достаточно надежен в рабочих условиях и может быть применен для перекрытия потоков при довольно больших перепадах давления на затворе.

Примером конструкции задвижки этого типа может служить задвижка с выдвижным или невыдвижным шпинделем.

Задвижка на рисунке а состоит из литого корпуса, в который ввинчены уплотнительные седла. Как правило, их изготавливают из легированных, износостойких сталей. Вместе с корпусом отлиты, а затем механически обработаны направляющие для фиксации направления перемещения клина. Клин имеет две кольцевые уплотнительные поверхности и шарнирно через сферическую опору подвешен к шпинделю. Верхняя крышка соединяется с корпусом посредством болтов или шпилек. Для центровки крышки по отношению к корпусу в ней имеется кольцевой выступ, который входит в проточку корпуса. Уплотнение между крышкой и корпусом обеспечивается прокладкой, которая закладывается в проточку корпуса. Для предотвращения перекосов шпинделя в верхнюю часть крышки запрессовывается направляющая втулка.

Рисунок 1 - Полнопроходная задвижка с цельным клином: 1 - корпус; 2 - седло; 3 - направляющая движения клина; 4 - клин; 5 - шпиндель; 6 - верхняя крышка; 7 - шпилька; 8 - уплотнительная прокладка; 9 - направляющая втулка, 10 - сальник; 11 - нажимной фланец; 12 - бугель; 13 - ходовая гайка; 14-маховик.

Существует также конструкция задвижки с цельным клином, но с невыдвижным шпинделем, там ходовая гайка закреплена в верхней части затвора. В гайку ввинчен шпиндель, жестко соединенный с маховиком. Система винт - гайка служит для преобразования вращательного движения маховика (при открытии или закрытии задвижки) в поступательное движение затвора.

Задвижки с упругим клином. В них затвор представляет собой разрезанный клин, обе части которого связаны между собой упругим (пружинящим) элементом (упругим ребром), который позволяет уплотнительным поверхностям клина поворачиваться относительно друг друга на некоторый угол, что обеспечивает лучшее их прилегание к уплотнительным поверхностям седел. Эта особенность упругого клина исключает необходимость индивидуальной технологической подгонки уплотнения и уменьшает опасность заклинивания. Задвижки этого типа изготавливают как с выдвижным (см. рисунок 2), так и с не выдвижным шпинделем.

Конструкция затвора задвижек этого типа обеспечивает лучшее уплотнение прохода в закрытом положении без индивидуальной технологической подгонки. Под действием усилия прижатия, которое передается через шпиндель, в закрытом положении упругий элемент может изгибаться в пределах

Рисунок 2 - Задвижка с упругим клином и выдвижным шпинделем: 1 - корпус; 2 - седло; 3 - клин; 4 - шпиндель; 5 - ходовая гайка; 6 - маховик; 7 - упругие элементы; 8 - бугель.

Упругих деформаций, обеспечивая плотное прилегание обоих уплотнительных поверхностей клина и седел. В задвижках этого типа повышена надежность при высоких температурах (вследствие уменьшения опасности неравномерного теплового расширения, приводящего к заклиниванию затвора). Однако опасность заклинивания в закрытом положении полностью не устранена. Крупным недостатком задвижек этого типа является повышенный износ уплотнительных поверхностей клина и седел, так как они вступают во взаимный контакт значительно раньше, чем в задвижках с цельным клином.

2.2 Объём работ при техническом обслуживании

Периодичность технического обслуживания.

При эксплуатации запорная арматура и обратные затворы подвергаются следующим видам обслуживания и ремонта:

Обслуживание ТО 1;

Сезонное обслуживание ТО 2;

Текущий ремонт (ТР);

Диагностическое обследование; средний ремонт (СР);

Капитальный ремонт (КР); техническое освидетельствование.

Средний ремонт (СР) арматуры производится без демонтажа с трубопровода. Капитальный ремонт (КР) производится с демонтажем арматуры в условиях специализированного ремонтного предприятия.

Таблица 2 Сроки ТО, обследования и ремонта арматуры

Типовой объём работ при техническом обслуживании (ТО 1) запорной арматуры.

В объеме технического обслуживания ТО 1 производятся следующие работы.

Для задвижек:

Визуальная проверка герметичности относительно внешней среды, в том числе: фланцевого соединения (протечки не допускаются);

сальникового уплотнения (протечки не допускаются; в случае обнаружения протечек по сальниковому уплотнению, произвести обслуживание согласно ЭД завода изготовителя); проверка параллельности фланцев корпус-крышка; чистка наружных поверхностей, устранение подтеков;

контроль наличия смазки в редукторе электропривода (в соответствии ЭД электропривода);

Проверка 100% степени открытия или закрытия задвижки по высоте шпинделя относительно базовых деталей корпуса;

Визуальная проверка состояния электропривода и подводящих кабелей; проверка состояния и крепления клемм электродвигателя;

Проверка крепления, герметичности защитного кожуха шпинделя арматуры;

Сброс избыточного давления из корпуса задвижек при температуре окружающей среды свыше 30 °С.

Чистка наружных поверхностей, устранение подтеков.

Контроль герметичности затвора шиберной задвижки производится через дренажный трубопровод или нагнетательный клапан и совмещается с проведением ТО.

Контроль герметичности затвора клиновых задвижек совмещается с проведением ТО Сведение о проведении Т01 заносятся в паспорт (формуляр).

Типовой объем работ при сезонном обслуживании (ТО 2) запорной арматуры

Техническое обслуживание ТО 2 проводится при подготовке к осенне-зимнему и весеннему периодам эксплуатации.

При техническом обслуживании ТО 2 проводятся все операции ТО 1, а также:

Для задвижек:

проверка (опробование) на полное открытие, закрытие затвора арматуры в местном режиме управления;

проверка срабатывания путевых выключателей, их ревизия; проверка настройки муфты ограничения крутящего момента;

проверка плавности перемещения всех подвижных частей арматуры; замена (контроль) смазки в электроприводе (смазка должна соответствовать сезонным температурным параметрам данного региона); проверка защиты электродвигателя от перегрузок и перекоса фаз;

проверка (опробование) на полное открытие, закрытие затвора арматуры в режиме телеуправления;

проверка резьбы шпинделя на отсутствие повреждений; проверка прямолинейности выдвижной части шпинделя;

удаление воды из подшиберного пространства через дренажный трубопровод шиберной задвижки;

проверка и слив конденсата из защитной стойки шпинделя.

Техническое обслуживание электропривода арматуры проводится согласно «Инструкции по эксплуатации и техническому обслуживанию электропривода».

Сведении о проведенном сезонном обслуживании Т02 заносятся в паспорт (формуляр).

Сезонное обслуживание (ТО 2) проводится при плановых остановках линейной части МН и на отключенных участках технологических нефтепроводов НПС.

2.3 Объём работ при ремонте задвижек

Типовой объем работ при текущем ремонте запорной арматуры

При текущем ремонте (ТР) запорной арматуры производятся все операции технического обслуживания ТО 1, ТО 2, а также:

Проверка наличия смазки подшипникового узла шпинделя арматуры;

Проверка сальникового уплотнения, нажимной втулки, устранение следов коррозии, задиров штока;

Прогонка шпинделя по гайке на всю рабочую длину;

Нанесение защитной смазки шпинделя арматуры;

Набивка, замена сальникового уплотнения;

Проверка и подтяжка контактных соединений электропривода, восстановление изоляции выходных концов проводов, проверка состояния уплотнителей, взрывозащиты подшипников электродвигателя, правильность посадки крыльчатки вентилятора электродвигателя;

Проверка обтяжки фланцевого соединений разъема корпус-крышка.

Проверка обтяжки фланцевых соединений должна производиться гайковертами с контролем момента затяжки (динамометрические инструменты (ключи-мультипликаторы) одновременно не менее чем на двух взаимно противоположных шпил ьках с одинаковым усилием, соответствующим ЭД арматуры.

Перед обтяжкой фланцевого соединения (корпус-лрышки) клиновой задвижки необходимо приоткрыть клин во избежание повреждения резьбовой втулки. При текущем ремонте арматуры уплотнение шпинделя сальникового узла на основе асбеста заменяется на уплотнения из терморасширенного графита. При текущем ремонте арматуры DN 50-1200 прокладки фланцевых соединений патрубков арматуры на основе асбеста заменяются на прокладки из терморасширенного графита.

Сведения о проведенном текущем ремонте заносятся в паспорт (формуляр).

Текущий ремонт запорной арматуры и обратных затворов НПС проводится при плановых остановках линейной части МН и на отключенных участках технологических нефтепроводов НПС.

Типовой объем работ при среднем ремонте (СР) запорной арматуры

Перед проведением среднего ремонта производится диагностическое обследование запорной арматуры и обратных затворов. Объем диагностического обследования арматуры во время среднего ремонта в соответствии с требованиями РД-19.100.00-КТН-036-13.

При несоответствии показателей диагностического обследования арматуры характеристикам установленным в ТУ, ЭД, арматура подлежит вырезке и капитальному ремонту в условиях специализированного ремонтного предприятия.

В объем среднего ремонта запорной арматуры входит:

Все работы выполняемые при ТР, а также:

Ремонт с заменой дефектных деталей

Замена паранитовых прокладок между корпусом и крышкой на прокладки из терморасширенного графита;

Проверка на герметичность затвора и испытания перекачиваемым продуктом давлением Р= 1,1РN раб. в течении не менее 10 мин, для проверки герметичности уплотнений и соединений. При наличии подтеков и негерметичности - их устранить.

Замену электропривода для капитального ремонта на специализированном предприятии (при наступлении срока КР согласно инструкции завода - изготовителя или выявлении дефектов, неустранимых проведением ТО, текущего и среднего ремонта), проводит ОГЭ.

Кроме того дополнительно для клиновых задвижек:

Демонтаж крышки, разборка, проверка технического состояния всех выемных деталей и, при наличии дефектов, их ремонт или замена;

Зачистка и промывка посадочного паза затвора клиновых задвижек от механических примесей;

Проверка состояния уплотнительных поверхностей корпуса, крышки, клина, их очистка и шлифовка;

Проверка состояния направляющей клина;

Замена подшипников бугельного узла;

Замена уплотнительных элементов на прокладки из терморасширенного графита -замена (при наличии) системы автоматического сброса давления на отремонтированную и настроенную на сброс давления в корпусе при значении не более 1,1 PN

Капитальный ремонт запорной арматуры

Запорная арматура DN 300 и более подлежит демонтажу и капитальному ремонту, если в процессе эксплуатации или по результатам технического диагностирования обнаружены дефекты оборудования, не устраняемые текущим или средним ремонтом. Капитальный ремонт запорной арматуры и обратных клапанов DN от 50 до 250 не проводится.

Капитальный ремонт арматуры производится в условиях специализированного предприятия, имеющего разрешение на выполнение капитального ремонта арматуры по техническим условиям, согласованным Ростехнадзором и утвержденным ОАО АК Транснефть.

При капитальном ремонте запорной арматуры и обратных затворов в условиях Специализированного предприятия проводится полная разборка и дифектация всех деталей и узлов, восстановление их конструктивных параметров или замен пришедших в негодность в результате коррозии или чрезмерного механического износа деталей, восстановление антикоррозийного покрытия и окраски. Объем капитального ремонта в условиях специализированного предприятия определяется на основании составленной дефектной ведомости.

Клиновые задвижки DN от 500 до 1200 в процессе ремонта должны быть оборудованы системой автоматического сброса давления из корпуса.

Арматура, прошедшая капитальный ремонт, подвергается приемо-сдаточным испытаниям под надзором службы технического контроля предприятия. Испытания проводятся в соответствии с программой приемо-сдаточных испытаний арматуры разработанной заводом-изготовителем или специализированным ремонтным предприятием и утвержденной ОАО АК Транснефть.

Арматура после капитального ремонта и испытаний должны соответствовать классу герметичности затвора, указанному в паспорте завода-изготовителя.

Подготовка линейных задвижек и проверка их герметичности

До проведения основных работ по врезке должны быть проведены работы по промывке внутренней полости клиновых задвижек и проверке герметичности их затворов. Промывка производится с целью освобождения посадочного паза клина в корпусе задвижки от возможного скопления посторонних предметов и грязи.

Работы по промывке и проверке герметичности затворов выполняются по заранее разработанному плану мероприятий, являющегося частью Плана производства работ по врезке. В состав плана мероприятий входят:

Составление схемы порядка промывки и проверки герметичности затвора задвижек;

Определение сил и средств для выполнения работ;

Подготовка персонала и технических средств;

Подготовка и обеспечение связи между исполнителем и диспетчером.

Порядок промывки задвижек

Промывка внутренней полости клиновых задвижек производится за счет увеличения скорости потока перекачиваемой нефти при уменьшении площади проходного сечения и создании перепада давления до и после затвора задвижки путем ее прикрытия.

Промывка клиновых задвижек должна проводиться в следующем порядке:

Разработка режима работы нефтепровода, при котором будет осуществляться промывка задвижек;

Оформление наряда-допуска на промывку задвижек;

Согласование с диспетчерской службой РНУ (УМН), ОАО МН порядка проведения работ;

Организация обеспечения устойчивой связи между производителем работ и диспетчером;

Установка манометров (не ниже первого класса точности) до и после проверяемых задвижек по ходу нефти в соответствии с приведенной схемой.

Обеспечение расчетного режима работы нефтепровода, при котором после прикрытия затвора промываемой задвижки на 65-80% скорость нефти будет не менее 1,5 м/с, при этом давление на выкиде предыдущей насосной станции (Pi) после прикрытия затвора должно быть не менее чем на 0,5 МПа ниже максимального допустимого давления в трубопроводе и не менее чем на 0,3 МПа выше минимально допустимого давления на приеме последующей насосной станции (Р2).

Управление задвижкой должно производиться в режиме местного управления в следующем порядке:

Прикрыть с помощью электропривода задвижку до 50 % хода затвора;

По истечении 3 мин после остановки электропривода проверить величину изменения давления по манометрам, установленным до и после задвижки с записью показаний манометров в журнал;

Произвести прикрытие задвижки ступенчато, с 5 %-ной величиной перемещения клина на закрытие при постоянном контроле и фиксации изменения перепада давления;

После выполнения прикрытия задвижки на 60 % дальнейшую операцию проводить вручную.

Промывка полости задвижки осуществляется при достижении перепада до и после клина ДР=0,2 МПа в течении не менее 30 мин и скорости потока не менее 1,5 м/с при постоянном контроле показаний манометров. По истечении указанного срока задвижку следует открыть и приступить к промывке другой задвижки.

Промывка полости шиберных задвижек должна проводиться согласно инструкции по их эксплуатации. При этом создание перепада давления не требуется.

Порядок проверки герметичности задвижек

Проверка герметичности задвижек осуществляется путем контроля изменения давления в отключенной части нефтепровода после его остановки.

После остановки нефтепровода и закрытия отсекающих задвижек проводятся мероприятия по снижению статического давления на отсеченном участке.

Снижение давления осуществляется сбросом нефти в подготовленные емкости, откачкой в параллельный нефтепровод или за задвижку, при этом на момент начала контроля в контролируемой точке нефтепровода должно быть избыточное давление не менее 0,4 МПа.

Изменение давления на отсеченном участке контролируется по манометрам не менее 30 мин. При контроле герметичности задвижек могут использоваться акустические приборы для прослушивания возможных протечек. Изменение давления (за 30 мин на 0,2МПа и более), фиксирование шума протечек нефти через затвор, а также продолжающееся поступление нефти, через вантуз, при снижении давления на отсеченном участке свидетельствуют о негерметичности затвора проверяемой задвижки.

Объем протечек через затвор задвижки определяется путем замера поступающей в емкость нефти через вантуз. При протечке величиной 6 м 3 /ч необходимо произвести замену негерметичной задвижки или работы по врезке совместить с заменой задвижки.

2. 4 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 < воздушную> пробку и убедится в отсутствии давления среды в трубопроводе;

Снимите крепеж крышки;

Поднимите узел <крышка, стойка, шпиндель,клин>до выхода из корпуса. Отведите узел <крышка, стойка, шпиндель, клин> в сторону и установите клин в вертикальном положении на подкладках;

Выведите головку шпинделя из сопряжения с верхним пазом клина, после чего узел <крышка, стойка, шпиндель> 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;

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.

2.5 Износ деталей и методы восстановления

Подобные документы

Цель и организация проведения технического обслуживания и ремонта. Влияние условий эксплуатации на износ карбюратора. Назначение и общее устройство, основные неисправности. Выбор оборудования, приспособлений, инструмента, технологический процесс ремонта.

дипломная работа , добавлен 02.11.2009


Назначение запорно-регулирующей арматуры в технологических обвязках компрессорной станции. Сведения о промышленной трубопроводной арматуре. Конструктивные особенности, номинальный размер и виды запорной арматуры. Типы ее соединений с трубопроводами.

курсовая работа , добавлен 11.04.2016


Нормативы периодичности, продолжительности и трудоёмкости ремонтов, технологического оборудования. Методы ремонта, восстановления и повышения износостойкости деталей машин. Методика расчета численности ремонтного персонала и станочного оборудования.

курсовая работа , добавлен 08.02.2013


Роль нефти в народном хозяйстве. Функции и назначение дожимной насосной станции, ее применение на отдаленных нефтегазовых месторождениях. Техническое обслуживание и ремонт задвижек, шарового крана, предохранительного клапана на предприятии "Лукойл-Пермь".

отчет по практике , добавлен 23.05.2016


Общая характеристика насосной станции, расположенной в прокатном цехе на участке термоупрочнения арматуры. Разработка системы автоматического управления данной насосной станцией, которая своевременно предупреждает (сигнализирует) об аварийной ситуации.

дипломная работа , добавлен 05.09.2012


Запорная арматура - предназначена для полного перекрытия потока рабочей среды в трубопроводе и пуска среды в зависимости от требований технологического процесса. Функциональное назначение трубопроводной арматуры, ее виды и технические характеристики.

контрольная работа , добавлен 27.11.2010


Устройство скважинных штанговых насосов. Описание дефектов в процессе эксплуатации. Виды и периодичность технического обслуживания и ремонта оборудования. Порядок подъема насоса и его демонтаж. Выбор рациональной технологии восстановления деталей.

курсовая работа , добавлен 12.12.2013


Причины износа и разрушения деталей в практике эксплуатации полиграфических машин и оборудования. Ведомость дефектов деталей, технологический процесс их ремонта. Анализ методов ремонта деталей, обоснование их выбора. Расчет ремонтного размера деталей.

курсовая работа , добавлен 10.06.2015


Выбор режима эксплуатации магистрального нефтепровода. Расчет и подбор трубопроводной арматуры для монтажа, запорно-регулирующей арматуры, быстросъемных затворов. Устройство и принцип действия дефектоскопов, используемых при обследовании резервуара.

отчет по практике , добавлен 25.06.2017


Неисправности оборудования и их классификация. Основные виды износа деталей. Экономическая целесообразность их восстановления. Расчет ремонтных размеров. Составление технологического процесса восстановления детали. Расчет режимов обработки, нормы времени.

Добавить в закладки

Как отремонтировать запорную арматуру?

Запорная арматура представляет собой незаменимое и широко используемое оборудование. Наиболее актуально применение такого оборудования при строительстве водопровода и организации системы водоснабжения различного уровня. Будь это бытовой водопровод или же коммуникации городского и районного масштаба, в любом случае без объекта обсуждения нашей статьи сложно представить современную и надежную сеть поставки воды. Почему именно такой тип арматуры используется, понять предельно просто. Только запорная арматура может предоставить необходимый процент надежности и гарантировать долговечный срок эксплуатации любой коммуникации, которая основана на ее применении. Но, как и у любого оборудования, ремонт запорной арматуры не является исключением и требует немедленного проведения в случае необходимости.

Виды сантехнических приборов

Перед тем как приступить к описанию ремонтных работ, в первую очередь стоит сказать о том, что современный человек, несмотря на незнакомое слово, в любом случае каждый день имеет дело с таким типом оборудования, пользуясь сантехническими приборами:

• краны;
• смесители и т.д.

Основной задачей такого типа коммуникаций является регулирование и, в случае необходимости, стабилизация потока воды, в зависимости от требований конечного потребителя и норм техники безопасности.

Следовательно, любое запорное оборудование должно быть реализовано на основе высококачественных материалов, способных выдержать высокое давление и реализовать распределение потока воды на нужное количество объектов. Абсолютно все системы, которые каким-то образом связаны с водопроводом, нуждаются в применении запорной арматуры.

Но в силу того, что речь идет о соблюдении безопасности и равномерности потока, составляющие коммуникации могут выйти из строя и потребовать ремонтных работ. Об этом мы и поговорим далее.

Проведение ремонтных работ

В первую очередь, говоря о проведении ремонтных работ, стоит отметить то, что износу наиболее подвержены уплотнители поверхностей и шпиндели.

Так, к примеру, техническое состояние шпинделя не имеет право называться хорошим, когда есть коррозия или нагар. В таком случае тот же шпиндель просто не в силах обеспечить достаточный уровень плотности, даже если речь идет о набивке высочайшего качества.

Для того чтобы произвести ремонтные работы на достаточно высоком уровне, в первую очередь необходимо позаботиться о подготовке шпинделя к проведению ремонта. Перед проведением профилактических или ремонтных работ шпиндель нужно как следует зачистить от старой набивки, коррозии и грязи, а затем промыть керосином или бензиновой смесью.

В качестве основного материала для зачистки чаще всего используется паста ГОИ, а также различного рода порошки из хрома. Перед нанесением материала его нужно приготовить, разведя в машинном масле до однородной консистенции.

Если речь идет о механических повреждениях такого типа, как задиры, вмятины, то здесь необходимо прибегнуть к более масштабным работам. В данном случае необходимо производить капитальный ремонт поверхности, устраняя изъяны шлифовкой, полировкой и уплотнением покрытия. В качестве последней составляющей можно использовать специальные антикоррозийные материалы.

Обслуживание запорной арматуры является делом весьма ответственным и трудоемким. Иногда отсутствие знаний и опыта может привести к некачественно выполненной работе, что само собой подразумевает низкокачественный ремонт. Если речь идет об обычной бытовой сантехнике, то наиболее плачевным исходом станет выход из строя дорогого унитаза либо же жалоба затопленных соседей снизу.

Но когда дело касается более масштабных сетей, к примеру, корабельных, говорить о последствиях вслух, в силу возможности материализации сказанного, просто-напросто нет желания. То же самое, когда подразумевается обслуживание городских водопроводных коммуникаций.

Поэтому, перед тем как вернуться к теме ремонта шпинделя, хотелось бы еще раз отметить, что проведение ремонтных работ такого плана лучше всего доверить специалисту или же человеку, хотя бы представляющему, что такое сеть водоснабжения и запорная арматура в частности.

Шпиндель и его особенности

Возвращаясь к шпинделям и их ремонту, стоит особо выделить то, что любой из представителей данного оборудования имеет округлую поверхность. Именно по этой причине механические повреждения и являются основной проблемой для них. При этом нужно сказать и о том, что овальность установки должна быть не более 0,05 мм, кривизна по всей длине поверхности также должна быть не более 0,05 мм. При отхождении этих показателей от нормы, шпиндель нуждается в проведении ремонтных работ.

Если речь идет о коррозии, проявившейся в тех местах, где шпиндель контактирует с сальником, увы, в данном случае необходимо производить капитальный ремонт и замену установки на новую. Ведь в таком случае техническое состояние оборудования не способно выдерживать длительные нагрузки, что подразумевает выход из строя и поломку всей системы водоснабжения на участке. А это говорит о необходимости прибегать к более масштабным, комплексным работам.

Промышленное производство

Ремонт и профилактику арматуры требуется проводить своевременно и наилучшим образом.

Говоря о запорных арматурах и их ремонте в условиях промышленного производства, в первую очередь отметим, что здесь речь идет о более крупных устройствах, которые рассчитаны на работу в условиях повышенной нагрузки.Ремонт таких устройств производится посредством специализированных станков, плоскошлифовальных и внутришлифовальных. В таком случае используются и специальные притирающие элементы – притиры.

Сама форма устройств может быть различная, но она в обязательном порядке подбирается под форму поверхности, нуждающейся в обработке. Изделия должны иметь меньшую жесткость, нежели поверхность, которая подлежит обработке, а поэтому притиры изготавливаются из таких материалов, как чугун мелкопузырчатого типа. Притирами проверяется и техническое состояние запорного элемента.

В силу того что его поверхность более мягкая, после проведения профилактической обработки все неровности обрабатываемого материала будут видны на поверхности элемента. Таким образом удастся избежать более масштабных ремонтных работ, ведь этот процесс позволяет устранить даже самую мелкую проблему еще в зародыше, не дав развиться поломке окончательно.

Когда речь идет непосредственно о притирке элементов, то на поверхность оборудования наносится специальный раствор из абразивного притирочного порошка с микрочастицами. Далее порошок выдавливается, а остатки порошка смываются посредством машинного масла. Далее следует окончательная доводка обрабатываемой поверхности, которую производят при помощи алмазного пласта.

Самостоятельная притирка

Общее устройство кранов шаровых КШ и КШГ

Сразу отметим, что приведенные выше работы выполняются на специальном оборудовании и в условиях, которые довольно трудно реализовать в обычной бытовой среде. Но также возможен самостоятельный ремонт и притирка.

При отсутствии специализированной техники и средств притирка элементов уплотнения выполняется посредством круговых движений поверхностей по отношению друг к другу. Таким образом удастся расположить микроцарапины по дуге, что, собственно, и является идеальным условием для качественного и надежного уплотнения.

Это наиболее приемлемый вариант устранения утечки среды из вентилей и трубопровода, который можно реализовать в домашних условиях.

При отсутствии специализированной техники и материалов вполне возможно появление более глубоких трещин, царапин и сколов, чего допускать крайне не желательно. В таком случае используется крупнозернистый чугунный диск, на который крепится наждачная бумага крупного размера.

После проведения таких работ обязательно нужно произвести протирку обрабатываемых поверхностей влажной тряпочкой, смоченной предварительно в керосине, и после этого насухо протереть чистыми салфетками.

Нержавеющая арматура (нержавейка)

Вряд ли стоит говорить о том, что современное сантехническое оборудование существенно отличается от советского. Это и новые стандарты, новые технологии, инновационные решения, в конце концов совершенно иные размеры и способ эксплуатации.

Поэтому при возникновении необходимости осуществить замену запорного механизма в квартире, при условии эксплуатации советских аналогов, необходимо прибегать к масштабным изменениям и переработкам. И в данном отношении современность, внося коррективы, приносит массу проблем.

Монтаж смесителя с золотниковым переключателем: 1 - штанга; 2 - держатель; 3 - душевая сетка; 4 - корпус; 5 - кривошип; 6 - нитяное уплотнение; 7 - специальный винт; 8 - рукоятка; 9 - излив; 10 - прокладка золотника; 11 - золотник; 12 - переходник.

1. Во-первых, для ремонта необходимо осуществлять замену всей сантехники, начиная от труб, оканчивая смесителями.
2. Во-вторых, для реализации ремонтных работ на основе современного оборудования необходимо и наличие современного инструмента.
3. В третьих, наверное, наиболее существенная проблема – необходимость в отключении водоподачи.

Конечно же, если работа осуществляется при помощи опытного сантехника, вопрос обновки решается в течение нескольких часов с минимальными трудностями. Но когда возможности в вызове сантехника нет, нужно познавать все с нуля и приступать к проведению ремонта самостоятельно.

Преимущества и недостатки

Но в этом есть свои плюсы, так как современная запорная арматура и в целом вся сантехника способна решить множество проблем или же локализовать их на отдельном промежутке.

Согласно мнению экспертов, наиболее высоким уровнем надежности отличается арматура из нержавеющей стали, основными достоинствами которой являются:

• высокий уровень надежности за счет высочайших технических характеристик самого металла;
• простота в процессе эксплуатации (к примеру, в случае необходимости можно перекрыть подачу воды всего одним поворотом вентиля);
• доступная цена;
• высокая экологичность – вода, которая подается на объект, не загрязняется за счет возникновения коррозийных отложений;
• широкая область применения – применима как на огромных промышленных объектах, так и в бытовых условиях.

Что касается недостатков, то таковых, говоря о нержавеющей арматуре запорного типа, крайне мало.

В первую очередь это, конечно же, необходимость использования специальной техники и средств в случае, когда выполняется капитальный ремонт. Обычным наждаком и круговыми движениями, т.е. притиркой, здесь не обойтись.

В силу того что материал достаточно мягкий по сравнению с чугуном, нужно соблюдать определенные меры безопасности, дабы окончательно не повредить поверхность при обработке.

Общие положения

1. Настоящая должностная инструкция определяет функциональные обязанности, права и ответственность слесаря-ремонтника.

2. На должность слесаря-ремонтника назначается лицо, имеющее среднее образование и соответствующую подготовку по специальности.

3. Слесарь-ремонтник должен знать устройство ремонтируемого оборудования, агрегатов и машин; правила регулирования машин; способы устранения дефектов в процессе ремонта, сборки и испытания оборудования, агрегатов и машин; устройство, назначение и правила применения используемых контрольно-измерительных инструментов; конструкцию универсальных и специальных приспособлений; способы разметки и обработки несложных различных деталей; систему допусков и посадок; квалитеты и параметры шероховатости; свойства кислотоупорных и других сплавов; основные положения планово-предупредительного ремонта оборудования; конструктивные особенности ремонтируемого оборудования, агрегатов и машин; технические условия на ремонт, сборку, испытание и регулирование и на правильность установки оборудования, агрегатов и машин; технологический процесс ремонта, сборки и монтажа оборудования; правила испытания оборудования на статическую и динамическую балансировку машин; геометрические построения при сложной разметке; способы определения преждевременного износа деталей; способы восстановления и упрочнения изношенных деталей и нанесения защитного покрытия.

4. Слесарь-ремонтник назначается на должность и освобождается от должности приказом руководителя учреждения в соответствии с действующим законодательством РФ.

5. Слесарь-ремонтник непосредственно подчиняется заместителю руководителя по АХЧ, или заместителю руководителя по технике, или заместителю руководителя по строительству, или начальнику хозяйственного отдела, или начальнику технического отдела, или начальнику строительного отдела.

Должностные обязанности

Осуществление ремонтных работ. Разборка, ремонт, сборка и испытание узлов и механизмов. Ремонт, монтаж, демонтаж, испытание, регулирование, наладка оборудования, агрегатов и машин и сдача после ремонта. Слесарная обработка деталей и узлов. Изготовление сложных приспособлений для ремонта и монтажа. Составление дефектных ведомостей на ремонт. Выполнение такелажных работ с применением подъемно-транспортных механизмов и специальных приспособлений. Выявление и устранение дефектов во время эксплуатации оборудования и при проверке в процессе ремонта. Проверка на точность и испытание под нагрузкой отремонтированного оборудования.

Права

Слесарь-ремонтник имеет право:

1. вносить предложения руководству учреждения по вопросам организации и условий своей трудовой деятельности;

2. пользоваться информационными материалами и нормативно-правовыми документами, необходимыми для исполнения своих должностных обязанностей;

Учебная практика ПМ№1

4. повышать свою квалификацию.

Слесарь-ремонтник пользуется всеми трудовыми правами в соответствии с Трудовым кодексом РФ.

Ответственность

Слесарь-ремонтник несет ответственность за:

1. своевременное и качественное осуществление возложенных на него должностных обязанностей;

2. организацию своей работы, своевременное и квалифицированное выполнение приказов, распоряжений и поручений руководства, нормативно-правовых актов по своей деятельности;

3. соблюдение правил внутреннего распорядка, противопожарной безопасности и техники безопасности;

4. ведение документации, предусмотренной действующими нормативно-правовыми актами;

5. оперативное принятие мер, включая своевременное информирование руководства, по устранению нарушений техники безопасности, противопожарных и иных правил, создающих угрозу деятельности учреждения, его работникам и иным лицам.

За нарушение трудовой дисциплины, законодательных и нормативно-правовых актов слесарь-ремонтник может быть привлечен в соответствии с действующим законодательством в зависимости от тяжести проступка к дисциплинарной, материальной, административной и уголовной ответственности.

Обслуживание запорной арматуры

Периодичность и объемы технического обслуживания иремонта запорной арматуры определяются инструкцией завода-изготовителя и планом-графиком, утвержденным главным инженером эксплуатирующей организации.

На местах (в целях ускорения процесса)ремонт запорной арматуры частично ограничивается притиркой мелких вентилей или кранов, состоящий в том, что золотник или пробка притираются с помощью мелкого

наждака с машинным маслом к гнезду. В этом случае также набиваются сальники штоков и пробки. Проточка золотников, щечек, штоков, грунд-букс делается в мастерских на токарном или притирочном станках. Обнаруженные дефекты устраняют теми же способами, что и приремонте запорной арматуры.

Для ускорения операций по включению и отключению трубопроводов и для облегченияремонта запорной арматуры на всех врезках и на всех разрывных задвнжках сооружаются колодцы со стенками из бутового камня или из железобетонных сборных элементов. Их оборудуют прочными крышками и хорошо заметными указателями.

В работоспособном состоянии запорной арматуры пропуск среды через сальниковое и прокладочное уплотнения не допускается.

Техническое состояние задвижки в процессе эксплуатации должен определяться диагностическим контролем. Для определения технического состояния корпуса и сварных швов задвижки применяются акустико-эмиссионный (АЭ), ультразвуковой (УЗК) и другие методы неразрушающего контроля.

Проведение диагностического контроля задвижки совмещают по срокам с капитальным ремонтом а также осуществляют при выявлении чрезмерных напряжений на патрубках или при возникновении отказов в работе задвижки по критериям предельных состояний. При диагностировании применяются приборы и АЭ датчики и приборы ультразвукового контроля или дефектоскопы.

Диагностический контроль и заключение по его результатам осуществляют специализированные организации, имеющие разрешение Госгортехнадзора России, или специалисты РНУ, ЦБПО при наличии разработанной и утвержденной методики диагностического контроля.

Контроль герметичности затвора арматуры в процессе эксплуатации может осуществляться акустико-эмиссионными течеискателями.

На действующих магистральных нефтепроводах арматура также подвергается испытаниям на прочность и плотность материалов и сварных швов, герметичность по отношению к внешней среде, герметичность затвора и работоспособность. Проведение испытания арматуры совмещается по срокам с испытанием нефтепроводов или осуществляется после выполнения капитального ремонта нефтепроводов.

Режим испытания и испытательные давления устанавливаются и зависимости от срока и параметров эксплуатации нефтепроводов согласно нормативным документам, регламентирующим проведение испытаний на действующих нефтепроводах.

Запорные и регулирующие устройства. Запорная арматура - вид трубопроводной арматуры, предназначенный для перекрытия потока среды. Она имеет наиболее широкое применение и составляет обычно около 80% от всего количества применяемых изделий. К запорной арматуре относят и пробно-спускную и контрольно-спускную арматуру, используемую для проверки уровня жидкой среды в ёмкостях, отбора проб, выпуска воздуха из верхних полостей, дренажа и т.д.К запорной арматуре относятся в основном запорные (проходные) вентили (рис. 5, а, в) и задвижки (рис. 5, б ). Регулирующий вентиль отличается от запорного только устройством клапана (золотника). Клапан имеет хвостовое устройство, позволяющее плавно изменять проходное сечение вентиля. Кроме того, на шпинделе регулирующего вентиля нарезается мелкая резьба.

Рис. 5. Запорная арматура:
а - вентиль проходной (запорный): 1 - колпак-маховичок; 2 - головка шпинделя; 3 - шпиндель; 4 - сальник; 5 - крышка;6 - золотник; 7 - корпус; б - задвижка рассольная: 1 - корпус; 2 - щеки; 3 -клин; 4 - шток; 5 - сальник; 6 - маховик; в - двухходовой запорный фреоновый вентиль: 1 - корпус; 2 - шпиндель; 3 -набивка; 4 - гайка; 5 -прокладка, 6 - колпачок; 7 -патрубок; 8 - тройник; 9 - накидная гайка.

Запорные и регулирующие вентили устанавливают так, чтобы направление движения холодильного агента совпадало с направлением подъема клапана (под клапан). Перед каждым регулирующим вентилем обычно монтируют запорный вентиль, так как регулирующий вентиль нельзя использовать в качестве запорного.

На рис. 5, в показан двухходовой фреоновый угловой вентиль небольшого проходного сечения. Двухходовой вентиль позволяет в рабочем состоянии отключить один из проходов или соединить оба прохода одновременно. Во фреоновых компрессорах часто используют вентиль такой конструкции.

Похожая информация.