Главная | Обратная связь | Поможем написать вашу работу!
МегаЛекции

Типовой объем работ по техническому обслуживанию и ремонту арматуры и обратных затворов




7.2.1 Для поддержания арматуры и обратных затворов в работоспособном состоянии при эксплуатации выполняются:

- техническое обслуживание ТО 1;

- сезонное обслуживание ТО 2;

- текущий ремонт (ТР);

- средний ремонт (СР);

- капитальный ремонт (КР);

- техническое освидетельствование.

Средний ремонт клиновых задвижек и обратных затворов проводится без демонтажа с трубопровода. Средний ремонт шиберных задвижек не проводится.

Капитальный ремонт арматуры и обратных затворов проводится с демонтажем в условиях специализированного ремонтного предприятия.

7.2.2 Периодичность и объем работ по техническому обслуживанию и ремонту арматуры должны соответствовать требованиям документации на конкретный вид арматуры и настоящего раздела (таблица 7.1).

Сроки выполнения технического обслуживания и ремонта должны определяться с учетом плановых остановок НПС и линейной части МН.

Таблица 7.1 - Периодичность и типовой объем работ по техническому обслуживанию и ремонту арматуры и обратных затворов

Типовой объем работ Периодичность выполнения работ
ТО 1, мес. ТО 2 ТР, мес. СР, лет
         
Задвижки:        
клиновые DN 50-250 мм   Два раза в год1    
клиновые, шиберные DN 300-1200 мм   Два раза в год1   152
Визуальная проверка герметичности арматуры по отношению к внешней среде, в том числе состояния и плотности материалов и сварных швов, герметичности фланцевых соединений и сальниковых уплотнений + + + +
Проверка исправности всех подвижных частей арматуры и электропривода + + + +
Подтяжка сальникового уплотнения или его замена + + + +
Техническое обслуживание электропривода3 + + + -
Контроль наличия смазки и ее пополнение в редукторе электропривода с учетом требований заводов-изготовителей + + + +
Чистка наружных поверхностей, устранение подтеков нефти и масла + + + +
Проверка подводящих кабелей и крепления клемм электродвигателя + + + +
Проверка крепления и герметичности защитного кожуха шпинделя арматуры + + + +
Сброс избыточного давления из корпуса задвижек при температуре окружающей среды свыше 30 °С + + + +
Контроль герметичности затвора в соответствии с п. 7.2.3 + + + +
Проверка работоспособности путем полного открытия-закрытия затвора арматуры в местном и дистанционном режимах управления. В случае невозможности выполнения полного цикла, допускается проведение контроля исправности арматуры частичным закрытием (открытием) запорного органа. Контроль осуществляется в местном и дистанционном режимах управления путем страгивания, незначительного перемещения до 10 % и возврата запорного органа в исходное положение - + + +
Контроль срабатывания и настройка муфты ограничения крутящего момента - + + +
Контроль срабатывания и настройка конечных (путевых) выключателей - + + +
Проверка плавности перемещения всех подвижных частей арматуры и прямолинейности выдвижной части шпинделя - + + +
Проверка резьбы шпинделя на отсутствие повреждений - + + +
Проверка защиты электродвигателя от перегрузок и перекоса фаз - + + +
Удаление воды из подшиберного пространства через дренажный трубопровод шиберной задвижки, слив конденсата из защитной стойки шпинделя - + + +
Проверка и подтяжка контактных соединений электропривода, восстановление изоляции выходных концов проводов, проверка состояния взрывозащиты электродвигателя, надежности крепления крыльчатки вентилятора электродвигателя - - + -
Проверка состояния подшипникового узла шпинделя, определение степени износа резьбовой втулки шпинделя (в случае чрезмерного износа - ее замена) - - + +
Восполнение смазки подшипникового узла шпинделя - - + +
Устранение следов коррозии и задиров шпинделя (штока). Уплотнительная поверхность шпинделя должна быть зеркально гладкой. Вмятины и риски глубиной не более 0,15 мм устраняются притиркой шлифовальными порошками и пастой ГОИ с применением притирочных приспособлений - - + +
Набивка или замена сальников, нажимной втулки - - + +
Прогонка шпинделя по гайке на всю рабочую длину - - + +
Обтяжка фланцевых уплотнений - - + +
Обтяжка болтов и гаек осуществляется равномерно в два приема крест-накрест динамометрическими гайковертами. При обнаружении течи во фланцевом соединении проводится дополнительная равномерная обтяжка. Если обтяжка фланцев не дает положительных результатов и утечка продолжается, проводится разборка арматуры и замена прокладки согласно инструкции по эксплуатации. Обтяжку фланцевых соединений следует проводить с периодичностью согласно требованиям, изложенным в документации на конкретный - - + +
вид арматуры. При отсутствии данного требования обтяжка фланцевых соединений проводится: - первый раз через 6 месяцев после установки арматуры в объеме проведения ТО 2; - второй раз через год; - далее один раз в пять лет, а также в случае обнаружения подтеков нефти. Перед обтяжкой фланцевого соединения (корпуса и крышки) клиновой задвижки необходимо приоткрывать клин во избежание повреждения резьбовой втулки. Обтяжка фланцевых соединений арматуры должна проводиться на отключенном участке трубопровода        
Замена уплотнения сальникового узла шпинделя на основе асбеста на уплотнения из терморасширенного графита - - + +
Замена прокладки между корпусом и крышкой (замененная прокладка должна быть из терморасширенного графита) - - + +
Замена прокладки фланцевых соединений патрубков арматуры на основе асбеста на прокладки из терморасширенного графита у задвижек DN 50-250 мм - - + +
Замена электропривода для капитального ремонта на специализированном предприятии после 15 лет эксплуатации - - + +
Кроме того, для клиновых задвижек при среднем ремонте проводится:        
Снятие крышки, разборка, проверка технического состояния всех деталей и, при необходимости, их ремонт или замена - - - +
Замена подшипника бугельного узла - - - +
Замена сменных частей арматуры, при обнаружении дефектов - - - +
Зачистка и промывка посадочного паза затвора клиновых задвижек от механических примесей - - - +
Проверка состояния уплотнительных поверхностей корпуса и затвора, их очистка и шлифовка - - - +
Гидравлические испытания в соответствии с п. 7.2.11 - - - +
Обратные затворы   Два раза в год1    
Визуальная проверка герметичности относительно внешней среды, в том числе демпфирующих устройств, фланцевого соединения (корпус-крышка), в случае необходимости, его обтяжка + + + +
Чистка наружных поверхностей, устранение подтеков нефти + + + +
Проверка работоспособности демпфирующих устройств и их восстановление - + + +
Контроль уровня масла в демпфирующих устройствах, добавление масла - + + +
Контроль герметичности затвора в соответствии с п. 7.2.3 - - + +
Обтяжка фланцевого соединения корпус-крышка аналогично задвижкам - - + +
Разборка и зачистка внутренних полостей от грязи и отложений - - - +
Проверка состояния уплотнительных поверхностей корпуса и крышки, корпуса и захлопки их очистка и шлифовка - - - +
Замена втулок и демпфирующих устройств - - - +
Замена прокладки между корпусом и крышкой - - - +
Гидравлические испытания обратных затворов в соответствии с п. 7.2.11 - - - +
Шаровые краны   Два раза в год1 - -
Контроль герметичности шарового крана относительно внешней среды + + - -
Ввод уплотняющей пасты по штоку + + - -
Чистка наружных поверхностей + + - -
Проверка состояния электропривода и крепления клемм электродвигателя + + - -
Проверка работоспособности шарового крана путем полного открытия-закрытия шара, контроль плавности перемещения и отсутствия заедания подвижных элементов. В случае невозможности выполнения этого цикла - контроль исправности шарового крана частичным до 10 % закрытием (открытием) шара - + - -
Ввод уплотняющей пасты по штоку и, при негерметичности, замена верхнего уплотнения штока - + - -
Контроль герметичности затвора в соответствии с п. 7.2.3 - + - -
Примечания 1 При подготовке к осенне-зимнему и весеннему периоду эксплуатации. 2 Средний ремонт шиберных задвижек не проводится. 3 Техническое обслуживание и ремонт электроприводов арматуры проводится в объеме и в сроки, указанные в Руководстве по эксплуатации и техническому обслуживанию электропривода. 4 Технические осмотры запорной арматуры, обратных затворов проводятся: дежурным персоналом - 1 раз в смену; инженерами служб - 1 раз в неделю; заместителем начальника НПС - 2 раза в месяц; начальником НПС - 1 раз в месяц при общем обходе НПС.

7.2.3 Контроль герметичности затвора запорной арматуры и обратных затворов совмещается с плановыми остановками МН и НПС и выполняется согласно Регламенту входного контроля, технического обслуживания, ремонта, технического освидетельствования запорной арматуры и обратных затворов объектов магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть».

Периодичность проведения контроля герметичности затвора арматуры и обратных затворов приведена в таблице 7.2.

Таблица 7.2 - Периодичность контроля герметичности затвора арматуры и обратных затворов

Наименование объекта Периодичность, мес. Выполнение при проведении
Арматура отсекающая магистральные и подпорные агрегаты   ТО 2
Отсекающая арматура установленная на входе и выходе НПС   ТО 2
Арматура установленная на ПРП резервуаров   ТО 2
Обратные затворы   ТР
Арматура основных и резервных подводных переходов многониточных нефтепроводов   ТО 1
Арматура однониточных подводных переходов нефтепроводов   ТО 2
Арматура линейной части магистральных нефтепроводов, включая ответвления и лупинги   ТР
Задвижки технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС   ТР
Шаровые краны технологических нефтепроводов НПС   ТО 2

Для контроля герметичности затвора создается перепад давления равный 0,1-0,2 МПа при избыточном давлении не менее 0,4 МПа.

Герметичность затвора арматуры определяется по изменению давления на отсеченных участках нефтепровода и по фиксированию шума протечек нефти через затвор.

Изменение давления на отсеченном участке нефтепровода контролируется по показаниям манометров (не ниже первого класса точности с ценой деления не более 0,05 МПа) не менее 30 мин.

Регистрация шума осуществляется акустическими приборами (течеискателями, шумомерами).

Изменение давления (за 30 мин на 0,1 МПа и более), фиксирование шума протечек нефти через затвор свидетельствуют о негерметичности затвора проверяемой запорной арматуры.

Результаты контроля герметичности затвора арматуры оформляются актом установленной формы, заносятся в формуляр.

7.2.4 Диагностический контроль задвижек осуществляется в соответствии с РД «Положение о порядке проведения технического освидетельствования и продления срока службы трубопроводной арматуры нефтепроводов».

Диагностический контроль задвижек, обратных затворов и шаровых кранов осуществляется акустико-эмиссионным или магнитометрическим, ультразвуковым, капиллярным (магнитопорошковым) методами. При этом проводится измерение толщины стенок.

7.2.5 Ультразвуковое измерение толщины стенок при проведении диагностического контроля арматуры проводится в определенных контрольных точках.

Контрольные точки подлежат маркировке краской с целью толщинометрии в этих же точках при последующих диагностировании и ремонтах. Результаты измерения заносятся в паспорт (формуляр).

7.2.6 При выявлении негерметичности или недопустимых дефектов корпуса, а также невозможности восстановления работоспособности задвижек обратных затворов и шаровых кранов при проведении ремонтов на НПС оборудование подлежит демонтажу и ремонту на специализированном предприятии (ЦБПО).

7.2.7 Задвижки, установленные на приеме и нагнетании магистральных и подпорных насосов, после среднего ремонта подвергаются гидравлическим испытаниям водой давлением 1,25Рраб (где Рраб - максимально разрешенное рабочее давление в коллекторе НА) в течение не менее 30 мин. Давление создается на участке между закрытыми задвижками на приеме и нагнетании насоса.

После среднего ремонта клиновые задвижки (кроме установленных на приеме и нагнетании магистральных и подпорных насосов) и обратные затворы подвергаются испытаниям на герметичность по отношению к внешней среде давлением нефти 1,1Рраб в течение не менее 30 мин.

После проведения гидравлических испытаний задвижек давление сбрасывается до атмосферного и дополнительно проводится испытание на герметичность сальникового уплотнения в течение 5 мин, подачей воздуха с избыточным давлением 0,1-0,3 МПа под крышку.

После среднего ремонта задвижек проводится также испытание на герметичность затвора задвижек в соответствии с «Регламентом входного контроля, технического обслуживания, ремонта, технического освидетельствования запорной арматуры и обратных затворов объектов МН ОАО «АК «Транснефть».

7.2.8 Арматура после ремонта и испытаний должна соответствовать классу герметичности затвора, указанному в таблице 7.3.

Таблица 7.3 - Классы герметичности затвора арматуры в линейно-технологической схеме нефтепроводов

Место расположения арматуры Вид арматуры Класс герметичности затвора
     
Узлы подключения задвижек на входе и выходе НПС, задействованные в системе общестанционных защит на закрытие Шиберная задвижка А
Нагнетательные и всасывающие линии магистральных насосов (агрегатные задвижки) Клиновая задвижка, шиберная задвижка А
Узлы запуска, приема ВИП (трубопроводы по которым осуществляется продвижение ВИП) Шиберная задвижка А
Основные и резервные нитки подводных переходов Шиберная задвижка А
Приемо-раздаточные патрубки резервуаров Клиновая задвижка, шиберная задвижка А
Технологические трубопроводы НПС Клиновая задвижка, шиберная задвижка В, С
Линейная часть магистральных нефтепроводов, включая ответвления и лупинги Клиновая задвижка, шиберная задвижка А

Протечки (пропуск среды) в затворе арматуры и обратном затворе по результатам испытаний на герметичность должны быть не более величин, указанных в таблицах 7.4 и 7.5.

Таблица 7.4 - Значения максимально допустимых протечек в затворе арматуры

Испытательная среда Класс герметичности
А B C
Величина протечек при испытании водой (см3/мин) Нет видимых протечек 0,0006×DN 0,0018×DN
Примечания 1 Определение протечек в затворе проводят при давлении в полости арматуры, равном 1,1 PN. 2 При определении протечек номинальный диаметр DN принимается в миллиметрах. Значения протечек соответствуют случаю истечения в атмосферу. 3 Класс герметичности для запорной арматуры указан в ТУ и паспорте на конкретный вид арматуры и должен соответствовать, в зависимости от расположения арматуры, таблице 7.3. 4 Температура воды - от 5 до 40 °С. 5. Погрешность измерений протечек не должна превышать: ± 0,01 см3/мин - для протечек 0,1 см3/мин; ± 0,5 % - для протечек более 0,1 см3/мин. 6 Сбор протечек осуществляется шприцем, измерение величины протечек - мензуркой с ценой деления 0,1 см3.

Таблица 7.5- Нормы герметичности для обратных затворов

Давление номинальное PN, МПа (кгс/см2) Пропуск среды (воды) не более, см3/мин для обратных затворов с условным проходом DN, мм
300, 400 500, 600, 700 800, 1000  
< 4 (40)        
³ 4 (40)        

7.2.9 Перед проведением среднего ремонта клиновых задвижек и обратных затворов, а также после 15 лет эксплуатации шиберных задвижек и шаровых кранов проводится диагностический контроль их технического состояния.

Поделиться:





Воспользуйтесь поиском по сайту:



©2015 - 2024 megalektsii.ru Все авторские права принадлежат авторам лекционных материалов. Обратная связь с нами...