СТО ГАЗПРОМ 2-2.3-385-2009
Написал admin Вторник , 29 март 2011 02:14
Введение
— Перечень приоритетных научно-технических проблем ОАО « Газпром » на 2002—2006 гг., утвержденный 15.04.2002 г.;
— Программа работ по совершенствованию системы технического обслуживания и ремонта технологического оборудования и развитию мощностей ремонтных производств ОАО « Газпром », утвержденная 10.07.2003 г.;
— Программа научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ ОАО « Газпром » на 2004 г., утвержденная 13.09.2004 г.
В разработке настоящего стандарта участвовали О.Ф. Карченко, Е.В. Варфоломеев, JI.B. Власов (ООО «НИИгазэкономика») при участии А.З. Шайхутдинова, А.Н. Колотовского, A.M. Волошина (Департамент по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО « Газпром »); И.Ф. Егоров, Н.Ф. Муталлим-Заде, А.А. Сухолитко (ДОАО «Оргэнергогаз»).
1. Область применения
1.1 Настоящий стандарт устанавливает общие требования к организации, содержанию и объему выполнения работ при вводе в эксплуатацию и при проведении технического обслуживания, диагностирования и ремонта трубопроводной арматуры (ТПА) объектов добычи, переработки, транспортировки, подземного хранения и использования газа ОАО « Газпром ».
1.2 Настоящий стандарт распространяется на трубопроводную арматуру, которая в соответствии с общими техническими требованиями, установленными в СТО Газпром 2-4.1-212, поставляется на объекты ОАО « Газпром ».
1.3 Положения настоящего стандарта применяются для арматуры импортного и отечественного производства с номинальными диаметрами от DN 50 до DN 1400, следующих основных видов и типоразмеров (при номинальных давлениях PN не более 25 МПа из ряда нормативных номинальных давлений по ГОСТ 356):
— запорная арматура (шаровые и конусные краны, клапаны, задвижки);
— регулирующая арматура (шаровые краны, клапаны);
— предохранительная арматура (клапаны);
— обратная арматура (затворы, клапаны).
1.4 Требования, установленные в настоящем стандарте, обязательны для применения структурными подразделениями, дочерними обществами и организациями ОАО « Газпром », а также специализированными организациями, выполняющими эксплуатацию, обслуживание и техническое диагностирование трубопроводной арматуры.
2. Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты: ГОСТ 12.2.063-81 Система стандартов безопасности труда. Арматура промышленная трубопроводная. Общие требования безопасности
ГОСТ 12.2.101-84 Система стандартов безопасности труда. Пневмоприводы. Общие требования безопасности к конструкции
ГОСТ 356-80 ( СТ СЭВ 253-76) Арматура и детали трубопроводов. Давления условные, пробные и рабочие. Ряды
ГОСТ 3326-86 Клапаны запорные, клапаны и затворы обратные. Строительные длины ГОСТ 5761-2005 Клапаны на номинальное давление не более PN 250. Общие технические условия
ГОСТ 5762-2002 Арматура трубопроводная промышленная. Задвижки на номинальное давление не более PN 250. Общие технические условия
ГОСТ 9544-2005 Арматура трубопроводная запорная. Классы и нормы герметичности затворов
ГОСТ 9697-87 Клапаны запорные. Основные параметры ГОСТ 9698-86 Задвижки. Основные параметры ГОСТ 9702-87 Краны конусные и шаровые. Основные параметры ГОСТ 12.1.012-90 ССБТ. Вибрационная безопасность. Общие требования ГОСТ 12893-2005 Клапаны регулирующие односедельные, двухседельные и клеточные. Общие технические условия
ГОСТ 13252-91 Затворы обратные на номинальное давление PN О 25 МПа (250 кгс/кв. см). Общие технические условия
ГОСТ 16587-71 Клапаны предохранительные, регулирующие и регуляторы давления. Строительные длины
ГОСТ 18322-78 Система технического обслуживания и ремонта техники. Термины и определения
ГОСТ 20911-89 Техническая диагностика. Термины и определения ГОСТ 21345-2005 Краны шаровые, конусные и цилиндрические на номинальное давление не более PN 250. Общие технические условия
ГОСТ 22445-88 Затворы обратные. Основные параметры
ГОСТ 23866-87 Клапаны регулирующие односедельные, двухседельные и клеточные. Основные параметры
ГОСТ 26349-84 Соединения трубопроводов и арматура. Давления номинальные (условные). Ряды
ГОСТ 28338-89 Соединения трубопроводов и арматура. Проходы условные (размеры номинальные). Ряды
ГОСТ 28343-89 (ИСО 7121-86) Краны шаровые стальные фланцевые. Технические требования
ГОСТ 28908-91 Краны шаровые и затворы дисковые. Строительные длины
ГОСТ Р 52760-2007 Арматура трубопроводная. Требования к маркировке и отличительной окраске
СТО Газпром 2-3.5-045-2006 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО « Газпром ». Порядок продления срока безопасной эксплуатации линейной части магистральных газопроводов ОАО « Газпром »
СТО Газпром 2-3.5-046-2006 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО « Газпром ». Порядок экспертизы технических условий на оборудование и материалы, аттестации технологий и оценки готовности организаций к выполнению работ по диагностике и ремонту объектов транспорта газа ОАО « Газпром »
СТО Газпром 2-4.1-212-2008 Общие технические требования к трубопроводной арматуре, поставляемой на объекты ОАО « Газпром »
Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.
3 Термины и определения
В настоящем стандарте применены следующие термины по ГОСТ 18322, ГОСТ 20911, ГОСТ Р 52720, а также следующие термины с соответствующими определениями:
3.1 техническое обслуживание (ТО): Комплекс операций или операция по поддержанию работоспособности или исправности изделия при использовании по назначению, ожидании, хранении и транспортировании.
3.2 система технического обслуживания и ремонта техники: Совокупность взаимосвязанных средств, документации технического обслуживания и ремонта и исполнителей, необходимых для поддержания и восстановления качества изделий, входящих в эту систему.
3.3 периодичность технического обслуживания (ремонта): Интервал времени или наработка между данным видом технического обслуживания (ремонта) и последующим таким же видом или другим, большей сложности.
3.4 текущий ремонт (TP): Ремонт, выполняемый для обеспечения или восстановления работоспособности изделия и состоящий в замене и/или восстановлении отдельных частей.
[ГОСТ 18322-78 ( СТ СЭВ 5151-85), стр. 1]
3.5 техническое диагностирование: Определение технического состояния объекта.
3.6 техническое состояние объекта: Состояние, которое характеризуется в определенный момент времени, при определенных условиях внешней среды значениями параметров, установленных технической документацией на объект.
3.7 средний ремонт (CP): Ремонт, выполняемый для восстановления исправности и частичного восстановления ресурса изделий с заменой или восстановлением составных частей ограниченной номенклатуры и контролем технического состояния составных частей, выполняемом в объеме, установленном в нормативно-технической документации.
[ГОСТ 18322-78 ( СТ СЭВ 5151-85), стр. 1]
3.8 капитальный ремонт (КР): Ремонт, выполняемый для восстановления исправности и полного или близкого к полному восстановлению ресурса изделия с заменой или восстановлением любых его частей включая базовые.
[ГОСТ 18322-78 ( СТ СЭВ 5151-85), стр. 1]
3.9 трубопроводная арматура (арматура): Техническое устройство, устанавливаемое на трубопроводах и емкостях, предназначенное для управления (перекрытия, регулирования, распределения, смешивания, фазоразделения) потоком рабочей среды (жидких, газообразных, газожидкостных, порошкообразных, суспензий и т.п.) путем изменения площади проходного сечения.
[ГОСТ Р 52720-2007, статья 2.1]
3.10 вид арматуры: Классификационная единица, характеризующая функциональное назначение арматуры.
[ГОСТ Р 52720-2007, п. 2.7]
3.11 тип арматуры: Классификационная единица, характеризующаяся направлением перемещения запирающего или регулирующего элемента относительно потока рабочей среды и определяющая основные конструктивные особенности арматуры.
[ГОСТ Р 52720-2007, п. 2.8]
3.12 запорная арматура: Арматура, предназначенная для перекрытия потока рабочей среды с определенной герметичностью.
[ГОСТ Р 52720-2007, п. 3.1]
3.13 регулирующая арматура: Арматура, предназначенная для регулирования параметров рабочей среды посредством изменения расхода.
[ГОСТ Р 52720-2007, п. 3.3]
3.14 обратная арматура: Арматура, предназначенная для автоматического предотвращения обратного потока рабочей среды.
[ГОСТ Р 52720-2007, п. 3.5]
3.15 клапан: Тип арматуры, у которой запирающий или регулирующий элемент перемещается параллельно оси потока рабочей среды.
[ГОСТ Р 52720-2007, п. 4.2]
3.16 регулирующий клапан: Регулирующая арматура, конструктивно выполненная в виде клапана с исполнительным механизмом или ручным управлением.
[ГОСТ Р 52720-2007, п. 5.41]
3.17 кран: Тип арматуры, у которой запирающий или регулирующий элемент, имеющий форму тела вращения или его части, поворачивается вокруг собственной оси, произвольно расположенной по отношению к направлению потока рабочей среды.
Примечание — Повороту запирающего или регулирующего элемента может предшествовать его возвратно-поступательное движение.
[ГОСТ Р 52720-2007, п. 4.3]
3.18 шаровой кран: Кран, запирающий или регулирующий элемент которого имеет сферическую форму.
[ГОСТ Р 52720-2007, п. 5.49]
3.19 конусный кран: Кран, запирающий или регулирующий элемент которого имеет форму конуса.
[ГОСТ Р 52720-2007, п. 5.50]
3.20 дисковый затвор: Тип арматуры, в котором запирающий или регулирующий элемент имеет форму диска, поворачивающегося вокруг оси, перпендикулярной или расположенной под углом к направлению потока рабочей среды.
[ГОСТ Р 52720-2007, п. 4.4]
3.21 обратный затвор: Дисковый затвор, предназначенный для предотвращения обратного потока рабочей среды.
[ГОСТ Р 52720-2007, п. 5.27]
3.22 номинальное давление PN, кгс/см 2 : Наибольшее избыточное рабочее давление при температуре рабочей среды 293 К (20 °С), при котором обеспечивается заданный срок службы (ресурс) корпусных деталей арматуры, имеющих определенные размеры, обоснованные расчетом на прочность при выбранных материалах и характеристиках прочности их при температуре 293 К (20 °С).
[ГОСТ Р 52720-2007, п. 6.1]
3.23 номинальный диаметр DN: Параметр, применяемый для трубопроводных систем в качестве характеристики присоединяемых частей арматуры.
Примечание — Номинальный диаметр приблизительно равен внутреннему диаметру присоединяемого трубопровода, выраженному в миллиметрах и соответствующему ближайшему значению из ряда чисел, принятых в установленном порядке.
[ГОСТ Р 52720-2007, п. 6.2]
3.24 характеристики технические: Информация, приводимая в технических документах на арматуру, содержащая сведения о номинальном диаметре, номинальном или рабочем давлении, температуре рабочей среды, параметрах окружающей среды, габаритных размерах, массе, показателях надежности и других показателях, характеризующих применяемость арматуры в конкретных эксплуатационных условиях.
[ГОСТ Р 52720-2007, п. 2.10]
3.25 срок службы: Календарная продолжительность эксплуатации арматуры от ее начала или возобновления после ремонта до наступления предельного состояния.
[ГОСТ Р 52720-2007, п. 2.25]
3.26 ресурс: Суммарная наработка арматуры от начала эксплуатации или ее возобновления после ремонта до наступления предельного состояния.
[ГОСТ Р 52720-2007, п. 2.26]
3.27 предельное состояние: Состояние арматуры, при котором ее дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна, либо восстановление ее работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно.
[ГОСТ Р 52720-2007, п. 2.28]
3.28 герметичность: Способность арматуры и отдельных ее элементов и соединений препятствовать газовому или жидкостному обмену между разделенными средами.
[ГОСТ Р 52720-2007, п. 6.23]
3.29 утечка: Проникание вещества из герметизированного изделия через течи под действием перепада полного или парциального давления.
[ГОСТ Р 52720-2007, п. 6.44]
3.30 корпусные детали: Детали арматуры (как правило, корпус арматуры и крышка), которые удерживают рабочую среду внутри арматуры.
Примечание — Долговечностью корпусных деталей, как правило, определяется срок службы арматуры.
[ГОСТ Р 52720-2007, п. 7.1]
3.31 основные детали: Детали арматуры, разрушение которых может привести к разгерметизации арматуры по отношению к окружающей среде.
[ГОСТ Р 52720-2007, п. 7.2]
3.32 запирающий элемент: Подвижная часть затвора, связанная с приводом, позволяющая при взаимодействии с седлом осуществлять управление потоком рабочих сред путем изменения проходного сечения и обеспечивать определенную герметичность.
[ГОСТ Р 52720-2007, п. 7.5]
3.33 затвор: Совокупность подвижных (золотник, диск, клин, шибер, плунжер и др.) и неподвижных (седло) элементов арматуры, образующих проходное сечение и соединение, препятствующее протеканию рабочей среды.
Примечание — Перемещением подвижных элементов затвора достигается изменение проходного сечения и, соответственно, пропускной способности.
[ГОСТ Р 52720-2007, п. 7.3]
3.34 седло: Неподвижный или подвижный элемент затвора, установленный или сформированный в корпусе арматуры.
[ГОСТ Р 52720-2007, п. 7.4]
3.35 привод: Устройство для управления арматурой, предназначенное для перемещения запирающего элемента, а также для создания в случае необходимости усилия для обеспечения требуемой герметичности в затворе.
[ГОСТ Р 52720-2007, п. 7.14]
3.36 уплотнение: Совокупность сопрягаемых элементов арматуры, обеспечивающих необходимую герметичность подвижных или неподвижных соединений деталей (узлов) арматуры.
[ГОСТ Р 52720-2007, п. 7.19]
3.37 ручной дублер: Устройство, предназначенное для ручного управления арматурой с приводом, в случаях когда последний не используется по каким-либо причинам.
[ГОСТ Р 52720-2007, п. 7.17]
3.38 шпиндель: Кинематический элемент арматуры, осуществляющий передачу крутящего момента от привода или исполнительного механизма к запирающему или регулирующему элементу арматуры.
[ГОСТ Р 52720-2007, п. 7.23]
3.39 специализированная организация: Организация, допущенная в установленном порядке к выполнению подрядных работ на объектах магистральных газопроводов ОАО « Газпром ».
3.40 эксплуатирующая организация: Юридическое лицо, осуществляющее эксплуатацию объектов ОАО « Газпром ».
4. Обозначения и сокращения
В настоящем стандарте использованы следующие обозначения и сокращения:
DN (Д ) — диаметр номинальный, мм;
Рпр — давление пробное, МПа;
Рраб — давление рабочее, МПа;
PN ( Р ) — давление номинальное, МПа;
ЗИП — запасные части, инструменты и принадлежности;
КД — конструкторская документация;
КИПиА — контрольно-измерительные приборы и автоматика;
КС — компрессорная станция;
JI4 МГ — линейная часть магистрального газопровода;
МГ — магистральный газопровод;
НТД — нормативно-техническая документация;
ПНР — пусконаладочные работы;
ПОЭ — производственный отдел по эксплуатации;
РЭ — руководство по эксплуатации;
ТОиР — техническое обслуживание и ремонт;
ТПА — трубопроводная арматура;
ТУ — технические условия.
5. Общие положения
5.1. Трубопроводная арматура является одним из видов оборудования ОАО « Газпром », на котором в соответствии с требованиями нормативной документации предусматривается выполнение ТОиР.
5.2 Система технического обслуживания и ремонта обеспечивает своевременное и качественное выполнение работ, направленных на поддержание исправного состояния, безопасной и надежной эксплуатации трубопроводной арматуры.
5.3 Система ТОиР трубопроводной арматуры включает, наряду с техническим обслуживанием и ремонтом, мероприятия по вводу в эксплуатацию (входной контроль, проверку комплектности, визуальный осмотр и т.д.), а также периодическую техническую диагностику оборудования.
5.4 ТОиР осуществляется по утвержденным планам-графикам, с учетом технического состояния арматуры. Обслуживание арматуры проводится в соответствии с РЭ и данным стандартом.
5.5 Виды работ по обслуживанию арматуры:
— плановый осмотр (ТО-1);
— сезонное обслуживание (ТО-2);
— текущий ремонт (TP);
— техническое диагностирование (ТД);
— средний ремонт (CP);
— капитальный ремонт (КР);
— обслуживание при хранении (ТО при хранении);
— обслуживание при консервации объекта (ТО при консервации).
Система ТОиР не предусматривает внеплановые работы, связанные с аварийными ситуациями.
5.6 Информация о техническом состоянии арматуры вносится в базу данных информационной системы ССД «Инфотех» ОАО « Газпром » в соответствии с Регламентом [1].
5.7 Комплекс операций по обслуживанию арматуры определяется разделом 8 настоящего стандарта. Периодичность их проведения — в соответствии с приложением А.
6. Организационно-технические мероприятия
6.1 Техническое и методическое руководство эксплуатацией арматуры осуществляется производственными отделами по эксплуатации (ПОЭ) эксплуатирующих организаций по направлениям деятельности.
6.2 Начальники ПОЭ эксплуатирующей организации несут ответственность за организацию и выполнение работ по техническому обслуживанию, диагностированию и ремонту арматуры и осуществляют ведение эксплуатационной документации.
6.3 В эксплуатирующих организациях разрабатываются необходимые для выполнения ТОиР нормативные документы (руководства, инструкции и т.д.) с учетом специфики эксплуатации арматуры и в соответствии с настоящим стандартам.
6.4 Эксплуатирующие организации разрабатывают план по ТОиР трубопроводной арматуры, который согласовывается и утверждается в соответствии с установленным в ОАО « Газпром » порядком.
6.5 Д ля проведения работ по ТОиР, связанных с полной остановкой производственных объектов, изменением объемов производства, в эксплуатирующей организации разрабатывается сводный годовой план-график вывода объектов в ремонт, который согласовывается с заинтересованными структурными подразделениями ОАО « Газпром » в установленном порядке.
6.6 Формирование заявок и обоснование лимитов на выполнение работ по ТОиР и обеспечение материально-техническими ресурсами осуществляется в соответствии с установленным в ОАО « Газпром » порядком.
6.7 Стоимость работ по ТОиР арматуры определяется в соответствии с прейскурантами, утвержденными ОАО « Газпром ». По работам, на которые отсутствуют прейскуранты, до их утверждения стоимость обосновывается на основании нормативных документов ОАО « Газпром ».
6.8 ТОиР арматуры проводится в зависимости от выбранной филиалом эксплуатирующей организации формы обслуживания: эксплуатационными службами, выделенными структурными подразделениями или специализированными организациями, имеющими соответствующее разрешение на производство работ в соответствии с законодательными актами РФ и нормативными документами.
6.9 Специализированная организация, проводящая техническое обслуживание или диагностирование арматуры, должна пройти процедуру оценки готовности к выполнению работ в соответствии с СТО Газпром 2-3.5-046 и должна быть включена в реестр организаций ОАО « Газпром », допущенных к выполнению работ.
6.10 Работы, выполняемые специализированными организациями, осуществляются по соответствующим договорам.
6.11 Работы по ТОиР арматуры проводятся с применением материалов и оборудования, включенных в реестр ОАО « Газпром ».
6.12 П о завершении работ по ТОиР составляется акт сдачи-приемки выполненных работ с указанием использованных материально-технических ресурсов.
7. Основные требования по вводу в эксплуатацию
7.1 Общие положения
7.1.1 Н а объектах добычи, переработки, транспортировки, подземного хранения и использования газа эксплуатируется трубопроводная арматура, разрешенная к применению в ОАО « Газпром ».
7.1.2 Арматура эксплуатируется в строгом соответствии с ее назначением в части рабочих параметров, сред, условий эксплуатации и характеристик надежности.
7.1.3 Согласно требованиям СТО Газпром 2-4.1-212 арматура, установленная в технологических обвязках, обеспечивает:
— надежность функционирования и безопасность для персонала в рабочих условиях;
— заданную прочность корпуса при выполнении функций открытия и закрытия;
— достаточное усилие или крутящий момент и удержание запирающего или регулирующего элемента в требуемом положении;
— плотность материала корпусных деталей и сварных швов;
— отсутствие утечек во внешнюю среду;
— исключение недопустимых ударов при открытии и закрытии;
— обеспечение требуемых НТД показателей диэлектрических свойств защитного покрытия корпуса (нормального и усиленного типов) и блока управления приводом;
— требуемую герметичность затвора.
7.2 Предмонтажные работы и испытания
7.2.1 Предмонтажные работы проводятся на строительной площадке МГ перед врезкой арматуры в трубопровод.
7.2.2 П ри проведении предмонтажных работ необходимо:
— освободить арматуру от транспортной упаковки и снять заглушки с патрубков;
— расконсервировать и очистить корпусные детали от смазки и грязи;
— проверить затяжку резьбовых соединений корпуса, колонны-удлинителя и привода, болтовых и ниппельных соединений и при необходимости подтянуть их;
— проверить надежность крепления трубопроводов обвязки, расположенных вдоль корпуса и колонны удлинителя, съемных металлических кожухов для защиты от механических повреждений;
— проверить уровень демпферной технической жидкости в приводах и заправить, в случае если произошла ее утечка или это не сделано производителем арматуры;
Примечание — Гидросистемы пневмо- и электрогидравлических приводов арматуры производитель заправляет демпферной жидкостью с указанием марки заправленной демпферной жидкости на гидроцилиндре. При эксплуатации допускают применение аналогов демпферных жидкостей, разрешенных к применению в ОАО « Газпром ». При замене демпферной жидкости гидросистему опорожняют полностью и промывают, попадание воды в системы пневмогидравлического управления в процессе эксплуатации не допускают. Марку заправленной демпферной жидкости заносят в журнал технического обслуживания и ремонта, технический паспорт и при изменении марки меняют надпись на гидроцилиндре привода.
— проверить работоспособность ручного дублера, наличие утечек демпферной жидкости и регулировку упоров на приводах по конечным положениям затвора (муфты крутящего момента или осевого усилия проверяют на значение крутящего момента или осевого усилия, указанного в эксплуатационной документации);
— дозаполнить смазкой систему уплотнения затвора и шпинделя смазкой;
Примечание — Для смазки, промывки, восстановления герметичности уплотнений взапо р- ной арматуре применяют консистентные смазки, промывочные составы и герметизирующие пасты, разрешенные к применению в ОАО « Газпром ».
— обеспечить защиту внутренних полостей арматуры от попадания шлака, окалины и других предметов.
7.2.3 Поставка арматуры производится узлами максимальной готовности. Арматура DN > 700 может поставляться раздельно, после врезки узла корпуса проводят монтаж привода, удлинителя и колонны согласно маркировке (порядковому номеру), нанесенной на этих узлах.
7.2.4 П о результатам предмонтажной подготовки оформляется акт о проведенных работах и проверках.
7.2.5 Арматура, на которой невозможно проведение гидравлических испытаний в составе трубопровода, подвергается гидравлическим испытаниям на прочность и плотность материала корпусных деталей и сварных швов на специализированном участке. Испытания проводятся по утвержденной методике испытаний. В случае появления при гидравлических испытаниях течи или «потения» через металл, а также поломок, трещин, остаточных деформаций в виде выпучивания, увеличения диаметров и других дефектов, определяемых визуально, арматура считается не выдержавшей испытания. По результатам испытаний оформляется акт, претензии по качеству предъявляются изготовителю арматуры.
7.2.6 П осле гидравлических испытаний производят удаление воды из корпуса арматуры.
7.2.7 Арматура с истекшим сроком хранения перед монтажом в газопровод подвергается ревизии, испытанию на работоспособность и герметичность затвора. Проверка проводится по утвержденной методике испытаний. По результатам работ оформляется акт.
7.3 Монтажные и пусконаладочные работы
7.3.1 Монтаж арматуры проводится в соответствии с РЭ и проектной документацией. Установочное положение должно соответствовать требованиям стандартов и ТУ.
7.3.2 Установленная в соответствии с проектом арматура не должна испытывать нагрузок от трубопровода (при изгибе, сжатии, растяжении, кручении, перекосах, вибрации, неравномерности затяжки крепежа и т.д.).
7.3.3 Строповка арматуры осуществляется за специально сделанные проушины, рым- болты, элементы конструкции или места крепления, указанные в эксплуатационной или конструкторской документации.
7.3.4 П ри приварке арматуры к трубопроводам принимаются меры, исключающие попадание во внутренние полости корпуса сварного грата и окалины, а также обеспечивается температура нагрева патрубков арматуры в соответствии с РЭ.
7.3.5 Арматура размещается в местах, доступных для удобного и безопасного обслуживания и ремонта. Штурвал или рукоятка ручного привода арматуры располагается на высоте не более 1,6 м.
7.3.6 В местах установки арматуры массой более 50 кг, требующей периодической разборки, предусматриваются переносные или стационарные средства механизации для монтажа и демонтажа.
7.3.7 Электроприводы, установленные на открытой площадке, должны быть защищены от прямого воздействия атмосферных осадков.
7.3.8 Электроприводы и узлы управления арматурой заземляются в соответствии с проектом. Эксплуатация заземляющих устройств осуществляется в соответствии с требованиями Правил [2].
7.3.9 Работы по наладке и пуску арматуры выполняются после завершения строител ь- но-монтажных работ, испытаний технологических трубопроводов и передачи арматуры в ПНР с оформлением акта.
7.3.10 Пусконаладочные работы на арматуре проводятся в соответствии с действующей в ОАО « Газпром » нормативно-технической документацией, которая предусматривает выполнение работ, необходимых для проведения испытаний отдельных узлов, деталей и механизмов арматуры, с целью подготовки к комплексному опробованию.
7.3.11 Д о проведения комплексного обследования все неполадки и замечания устраняются организацией, выполняющей пусконаладочные работы, и оформляется акт рабочей комиссии о приемке арматуры после индивидуальных испытаний.
7.3.12 П ри вводе арматуры в эксплуатацию проводится ее комплексное опробование в течение 72 часов (при наличии давления технологического и импульсного газа), обеспечивающее совместную взаимосвязанную работу арматуры и оборудования в предусмотренном проектом технологическом процессе на холостом ходу, с последующим переводом оборудования на работу под нагрузкой и выводом на устойчивый проектный технологический режим эксплуатации.
7.3.13 Пусконаладочные работы завершаются составлением и утверждением акта рабочей комиссии о приемке арматуры в эксплуатацию.
7.4 Входной контроль
7.4.1 Входной контроль проводится после проведения монтажных или пусконаладочных работ на арматуре. Входной контроль арматуры осуществляется с привлечением обученных и аттестованных специалистов.
7.4.2 П ри проведении входного контроля необходимо:
— проверить комплектность в соответствии с 7.5;
— провести визуальный осмотр в соответствии с 7.6.
7.4.3 Передача арматуры от одной организации другой осуществляется при наличии актов приема-передачи и актов проведения входного контроля или дефектной ведомости о ненадлежащем качестве, некомплектности, нарушении правил маркировки и т.д.
7.4.4 Арматура, не прошедшая входной контроль, в эксплуатацию не допускается.
7.5 Проверка комплектности
7.5.1 В комплект поставки должны входить:
— арматура с приводом в соответствии со спецификацией;
— комплект быстро изнашиваемых деталей, инструментов и принадлежностей, деталей и узлов с ограниченным сроком службы, необходимых для эксплуатации и технического обслуживания арматуры в соответствии с ведомостью ЗИП, оговариваемый при оформлении договора на поставку;
— эксплуатационная и сопроводительная документация (паспорт; схемы управления приводами; документация на систему контроля и позиционирования, автомат аварийного закрытия крана; руководство по монтажу, наладке, эксплуатации и технологическому обслуживанию; разрешение Федеральной службы по технологическому, экологическому и атомному надзору (Ростехнадзор) на применение; сертификат соответствия системы сертификации ГОСТ Р 52760-2007; упаковочный лист).
Вся документация на русском языке.
7.5.2 В паспорте арматуры должно быть указано:
— полное наименование арматуры;
— код по общероссийскому классификатору продукции;
— документ, по которому выпускается трубопроводная арматура;
— технические характеристики (DN; PN; основные геометрические и присоединительные размеры арматуры; вид рабочей среды; максимальная температура рабочей среды; для предохранительных клапанов дополнительно должны быть указаны коэффициенты расхода, а также площадь сечения, к которой они отнесены; результаты приемосдаточных испытаний арматуры с результатами испытаний на прочность и плотность материала корпусных деталей и сварных швов, на герметичность относительно внешней среды, на работоспособность, на герметичность запорного органа, испытаний антикоррозионного покрытия; показатели надежности; срок хранения);
— марки материалов основных деталей и крепежа;
— сведения о наплавочных материалах, химическом составе и механической прочности материалов, примененных при изготовлении корпусных деталей, оси и узла затвора;
— сведения о сварных соединениях (швах) и методах контроля;
— сведения, подтверждающие проведение неразрущающего контроля детали сборочного узла или зоны, обозначенной в КД на изделие (акты по результатам контроля);
— свидетельства о приемке;
— свидетельство о консервации;
— вид исполнения, дата выпуска и серийный номер.
7.5.3 В руководстве по монтажу, наладке, эксплуатации и технологическому обслуживанию арматуры указывают:
— основные показатели назначения;
— пояснение информации, включенной в маркировку арматуры;
— перечень материалов основных деталей арматуры;
— основные геометрические и присоединительные размеры арматуры (в том числе наружный и внутренний диаметры патрубков и тип разделки кромок патрубков под приварку) — если не указываются в паспорте арматуры;
— информацию о видах опасных воздействий, если арматура может представлять опасность для жизни и здоровья людей или окружающей среды и мерах по их предупреждению и предотвращению;
— объем входного контроля перед монтажом арматуры;
— объем наладочных работ (при необходимости);
— методику проведения контрольных испытаний (проверок) арматуры и ее основных узлов, порядок технического обслуживания, ремонта и диагностирования;
— перечень возможных отказов и критерии предельных состояний элементов арматуры, а также перечень деталей и комплектующих изделий, требующих периодической замены в течени и срока службы арматуры;
— порядок и правила транспортировки, хранения и утилизации арматуры;
— меры безопасности при эксплуатации, невыполнение которых может привести к опасным последствиям для жизни, здоровья человека и окружающей среды.
7.6 Визуальный осмотр
7.6.1 П ри проведении визуального осмотра необходимо проверить:
— маркировку в соответствии с 7.5.2—7.5.6;
— состояние лакокрасочного покрытия корпуса, основных узлов и деталей;
— отсутствие протечек в соединениях;
— отсутствие на корпусе и торцах вмятин, задиров, механических повреждений, коррозии;
— состояние сварных швов.
7.6.2 Арматура DN 50 и более должна иметь следующую маркировку:
— наименование или товарный знак организации-изготовителя (на корпусе и табличке);
— логотип сертификационного органа, выдавшего сертификат соответствия (на табличке);
— марку или условное обозначение материала корпуса (на корпусе);
— марку или условное обозначение материала концов под приварку (на концах под приварку или табличке);
— заводской номер и год изготовления (на корпусе и табличке);
— обозначение арматуры (на корпусе и табличке);
— давление номинальное PN (на корпусе и табличке);
— диаметр номинальный (проход условный) DN (на корпусе и табличке);
— климатическое исполнение и категория размещения (на корпусе и табличке);
— монтажный номер арматуры — при дополнительном указании в заказе (на табличке);
— сейсмостойкость (на корпусе);
— стрелку, указывающую направление рабочей среды — для арматуры, предназначенной для одностороннего направления рабочей среды (на корпусе);
— стрелки на маховиках управления арматурой, указывающие направление вращения, и буквы «О» и «3» или слова «открыто», «закрыто»;
— массу, кг (на корпусе);
— клеймо отдела технического контроля (на корпусе);
— фактическое значение эквивалента углерода [С ]э материала патрубков должно быть нанесено на внутренней или наружной поверхности патрубков корпуса любым способом, обеспечивающим сохранность маркировки;
— на запорной арматуре должна быть маркировка положения (указатели положения) затвора.
На кранах надземного исполнения табличка с маркировкой крепится на лицевую сторону фланца или на корпус крана, на кранах подземного исполнения табличку с маркировкой дублировать на верхней части колонны.
7.6.3 Н а боковой части привода (со стороны насоса) должна быть прикреплена табличка из нержавеющей стали, на которой должны быть нанесены следующие сведения о приводе:
— фирменный знак или название организации-изготовителя;
— типовое обозначение привода;
— заводской порядковый номер привода;
— монтажный номер привода при указании в опросном листе на арматуру;
7.6.4 Способ нанесения маркировки:
— для литой арматуры — литьем, ударным способом;
— для штампосварной и кованосварной арматуры — ударным способом;
— для транспортной тары — краской.
7.6.5 Арматура номинальным диаметром менее DN 50 должна иметь маркировку, когда это определено стандартом (ТУ, КД) на конкретное изделие.
7.6.6 Организация-изготовитель арматуры может вводить дополнительную маркировку по ГОСТ Р 52760 и другие знаки, если это не противоречит стандартам, ТУ и КД на конкретное изделие.
8 Комплекс операций по обслуживанию
8.1 Периодический осмотр ТО-1
8.1.1 П ри проведении периодического осмотра проверяется:
— наличие заводской маркировки, надписи технологического номера и указателя положения затвора;
— комплектность и целостность основных узлов и деталей;
— герметичность резьбовых, сварных и фланцевых соединений основных узлов и деталей: корпуса, колонны-удлинителя шпинделя, привода, редуктора, демпфирующего устройства (амортизатора), трубок и фитингов подвода смазки в уплотнения седел и шпинделя, трубной обвязки гидросистемы, трубок импульсного газа, блока управления, гидроцилиндров и гидробаллонов, ручного насоса, расширительного бака, автомата аварийного закрытия;
— оборудование КИПиА: состояние и дата поверки манометров, надежность крепления и целостность кабельных вводов, отсутствие обрывов заземления блока управления, целостность клеммных коробок и взрывонепроницаемых оболочек, наличие маркировок по взрыв о- защите;
— целостность и правильность положений рукояток распределителей ручных насосов, вентилей отборов газа, переключателей режима работ и дросселей-регуляторов расхода демпферной жидкости;
— работоспособность арматуры (осуществляется маневрированием ручным насосом или штурвалом на 5—10°).
8.1.2 Результаты проведения периодического осмотра заносятся в журнал ремонтных работ и паспорт на арматуру.
8.2 Сезонное обслуживание ТО-2
8.2.1 Сезонное обслуживание ТО-2 проводится при подготовке арматуры к осенне- зимнему и летнему периодам эксплуатации.
8.2.2 Работы по ТО-2 проводятся также перед проведением на объектах добычи, переработки, транспортировки, подземного хранения и использования газа ремонтных работ, связанных с отключением участка магистрального газопровода.
8.2.3 П ри проведении сезонного обслуживания проводятся работы по ТО-1, а также проверяется:
а) для шаровых и конусных кранов:
1) уровень демпферной жидкости (со сливом отстоя) в баллонах пневмогидравлического привода, наличие смазки в подшипниках, трущихся поверхностях винторычажных деталей и кулисного механизма привода;
2) герметичность уплотнений поршней и штоков силовых цилиндров пневмогидравлического привода;
3) правильность установки затвора в крайнем положении;
4) работоспособность и регулировку дросселей-регуляторов расхода демпферной жидкости для перестановки затвора;
5) работоспособность и герметичность реверсивных, перепускных и обратных клапанов систем управления приводом;
6) работоспособность ручного насоса-дублера и переключателей режима работ;
7) наличие воздуха в гидросистеме привода;
8) наличие влаги и конденсата в зашаровой полости (через дренажную линию);
9) срабатывание и настройка конечных выключателей;
10) наличие смазки в системе уплотнения затвора и шпинделя в закрытом положении;
11) работоспособность крана проведением полного цикла перестановки затвора арматуры дистанционным управлением;
12) работоспособность системы управления (линейной телемеханики) и системы резервирования импульсного газа;
1) наличие смазки в трущихся поверхностях;
2) срабатывание путевых выключателей и настройка муфты ограничения крутящего момента;
3) защита электродвигателя от перегрузок и перекоса фаз;
4) наличие влаги в подшиберном пространстве задвижек и колонне-удлинителе шпинделя;
5) работоспособность задвижки дистанционным управлением, осуществляемая перестановкой затвора дистанционно от системы телемеханики в «открытое — закрытое» положение, с проверкой прямолинейности выдвижной части и отсутствия повреждений резьбы шпинделя;
в) для регулирующей арматуры :
1) уровень демпферной жидкости в маслобаке блока регулирования, наличие смазки в трущихся поверхностях кулисного механизма привода;
2) давление газа в поршневом аккумуляторе;
3) наличие смазки в подшипниках электродвигателя масляного насоса блока электр о- гидравлического управления;
4) электрические параметры электродвигателя масляного насоса;
5) работоспособность нагревательной ленты;
6) работоспособность ручного насоса-дублера;
г) для предохранительной и обратной арматуры:
1) уровень демпферной жидкости и работоспособность регулировочного вентиля перепускной линии демпфирующих устройств (амортизаторов) обратных затворов;
2) работоспособность предохранительного клапана, осуществляемая открытием устройства проверки исправности действия клапана (возможность принудительного открытия обеспечивается при давлении, равном 80 % давления настройки).
8.2.4 Результаты проведения сезонного обслуживания заносятся в журнал ремонтных работ и паспорт на арматуру.
8.3 Текущий ремонт
8.3.1 Текущий ремонт проводится по результатам ТО-1, ТО-2.
8.3.2 П ри проведении текущего ремонта проводится:
а) для шаровых и конусных кранов:
1) зачистка, грунтовка и окраска лакокрасочных поверхностей корпуса, колонны-у д- линителя и привода, которые подверглись коррозии;
2) подтяжка всех резьбовых соединений корпуса, колонны-удлинителя, привода и навесного оборудования;
3) чистка фильтров-осушителей и замена адсорбента с последующей его регенерацией;
4) ревизия гидросистемы привода путем удаления воздуха из гидроцилиндров, влаги и шлама из трубок и баллонов;
5) замена демпферной жидкости гидросистемы привода;
б) ревизия системы уплотнения седел затвора и шпинделя: трубок, фитингов и мультипликаторов смазки;
7) набивка очистительной и герметизирующей смазки в седла затвора, шпиндель;
8) ревизия ручного насоса-дублера и переключателей режима работ;
9) ревизия винторычажных деталей редуктора, поворотно-шатунного, реечного или кулисного механизма привода;
10) ревизия системы подачи импульсного газа с настройкой сбросных и перепускных клапанов;
11) ревизия оборудования КИПиА, измерение сопротивления изоляции и заземления;
6) для задвижек:
1) зачистка, грунтовка и окраска лакокрасочных поверхностей корпуса, колонны-удлинителя и привода, которые подверглись коррозии;
3) подтяжка всех резьбовых соединений корпуса и колонны-удлинителя;
4) ревизия, набивка сальникового уплотнения и нажимной втулки;
5) прогонка шпинделя по гайке на всю рабочую длину;
6) нанесение защитной смазки на шпиндель;
7) подтяжка контактных соединений электропривода и восстановление изоляции выходных концов проводов;
8) ревизия уплотнителей взрывозащиты подшипников электродвигателя;
9) проверка правильности посадки крыльчатки вентилятора электродвигателя ;
10) ревизия подшипникового узла штока после его фиксации;
11) регулировка конечных выключателей и муфты ограничения крутящего момента на отключение по допустимым значениям;
12) ревизия оборудования КИПиА, измерение сопротивления изоляции и заземления;
в) для регулирующей арматуры:
1) зачистка, грунтовка и окраска лакокрасочных поверхностей корпуса, колонны-у д- линителя и привода, которые подверглись коррозии;
2) подтяжка всех резьбовых соединений корпуса, колонны-удлинителя, привода и навесного оборудования;
3) чистка фильтров-осушителей и замена адсорбента с последующей его регенерацией, сброс влаги и твердых частиц из конденсационного сепаратора;
4) ревизия гидросистемы привода путем удаления воздуха из гидроцилиндров, влаги и шлама из трубок и баллонов;
5) регулировка каналов измерений давления газа Р 1 (вход газа на регулятор, при наличии), Р2 (выход газа из регулятора);
6) ревизия ручного насоса-дублера;
7) настройка программного обеспечения блока управления крана-регулятора, ревизия исполнительного механизма и регулирующего устройства крана-регулятора;
8) подзарядка аккумулятора в электронном блоке управления;
9) настройка концевых выключателей;
10) ревизия оборудования КИПиА, измерение сопротивление изоляции и заземления;
г) для предохранительной и обратной арматуры:
1) зачистка, грунтовка и окраска лакокрасочных поверхностей корпуса, которые подверглись коррозии;
2) ревизия демпфирующего устройства (амортизатора), замена демпферной жидкости и регулирование вентиля перепускной линии обратного затвора;
3) ревизия и ремонт обратного затвора с разборкой, в ходе которой проверяются состояние уплотнительных колец и прокладок, внутренней поверхности, целостность крепежа и установки шплинтов в соединениях, требуемые зазоры и плавность перемещения затвора;
4) настройка пружины предохранительного клапана в пределах плюс 7 % от давления настройки (рабочего давления).
8.3.3 Результаты проведения текущего ремонта заносятся в журнал ремонтных работ и паспорт на арматуру.
8.4 Техническое диагностирование
8.4.1 Техническое диагностирование проводится периодически, каждые 10 лет эксплуатации, а также в случаях если:
— в результате проведения технического обслуживания выявлено неудовлетворительное состояние отдельных узлов и деталей (негерметичность, заклинивание или длительное время перестановки затвора, стуки, прогрессирующий коррозионный износ, трещинообразование и т.д.), которое может привести к критическим отказам, или имели место неоднократно повторяющиеся отказы;
— эксплуатация осуществлялась при воздействиии факторов, превышающих расчетные параметры (температура, давление и внешние силовые нагрузки), или подвергалась аварийным воздействиям (пожар, замерзание воды в корпусе, сейсмическое воздействие и др.);
— выработан срок службы (ресурс), установленный конструкторской и нормативно- технической документацией или срок эксплуатации превышает 30 лет (в случае если в технической документации отсутствуют сведения о назначенных показателях);
— проводится реконструкция, модернизация или капитальный ремонт магистрального трубопровода.
8.4.2 Техническое диагностирование проводится по методикам, утвержденным в установленном порядке. Оценку ресурса арматуры выполняют, как правило, в рамках проведения экспертизы промышленной безопасности, проводимой в соответствии с РД 03-484-02 [3], ПБ 03-246-98 [4] и СТО Газпром 2-3.5-045.
8.4.3 К основным видам работ при проведении технического диагностирования арматуры относятся:
— анализ, обработка и экспертиза комплекта нормативно-технической документации (паспорта, РЭ, планы-графики, журналы учета ТОиР, акты и др.);
— визуальный и инструментально-измерительный контроль основных узлов и деталей;
— контроль работоспособности (функционирования) привода;
— контроль герметичности затвора;
— контроль состояния металла и сварных соединений корпуса неразрушающими методами (при продлении ресурса);
— оценка технического состояния (с выдачей заключения о возможности продления срока безопасной эксплуатации или установлении нового назначенного срока (ресурса) эксплуатации, замены, ремонта, демонтажа отдельных узлов и т.д.).
8.4.4 Результаты проведения технического диагностирования заносятся в журнал ремонтных работ и паспорт на арматуру.
8.5 Средний и капитальный ремонты
8.5.2 Средний и капитальный ремонт арматуры проводится по результатам технического диагностирования.
8.5.3 Средний ремонт производится без демонтажа с трубопровода. При проведении среднего ремонта арматуры могут быть проведены следующие виды работ:
— модернизация пневмогидравлической системы управления приводом;
— ремонт гидроцилиндров, замена уплотнений поршней;
— замена уплотнения шпинделя, сальника с набивкой герметизирующей смазки;
— ремонт или замена ручного насоса-дублера, вентилей отборов газа, трубок импульсного газа, переключателей режима работ и дросселей-регуляторов расхода демпферной жидкости;
— ремонт или замена трубок, фитингов и мультипликаторов смазки системы уплотнения затвора;
— ремонт или замена винторычажных деталей редуктора, поворотно-шатунного, реечного или кулисного механизма привода;
— замена уплотнения фланцевого соединения корпуса или колонны-удлинителя;
— ремонт или замена подшипника бугельного узла;
— ремонт демпфирующего устройства (амортизатора);
— ремонт или замена оборудования КИПиА;
8.5.4 Капитальный ремонт производится с демонтажем ТПА в условиях специализированной организации.
8.5.5 П ри капитальном ремонте производят полную разборку и дефектацию всех деталей и узлов, их восстановление или замену пришедших в негодность в результате коррозии, чрезмерного механического износа. Капитальный ремонт арматуры должен обеспечить безопасность ее дальнейшей эксплуатации.
8.5.5 Объем капитального ремонта определяется на основании дефектной ведомости и включает следующие операции:
— восстановление герметичности затвора;
— ремонт корпусных деталей;
— замену дефектных изношенных деталей.
8.5.6 П осле капитального ремонта арматура, в условиях специализированной организации, подвергается приемосдаточным испытаниям.
8.5.7 П ри капитальном ремонте соблюдаются требования, предъявляемые к изготовлению арматуры, в части применяемых материалов и конструктивных особенностей. Специализированная организация обязана выполнить весь комплекс мер, обеспечивающих определенный организацией-изготовителем уровень безопасности изделия, оговоренный в нормативно-технической документации. При ремонте обеспечивается возможность контроля выполнения всех технологических операций, от которых зависит безопасность.
8.5.8 Отклонения от проекта при капитальном ремонте арматуры согласуются с организацией-изготовителем. Уровень безопасности такой арматуры не должен быть снижен.
8.5.9 В случае повреждения в процессе ремонта маркировки специализированная организация обязана восстановить ее на корпусе.
8.5.10 Ремонт арматуры осуществляется обученным персоналом необходимой квалификации, изучившим руководство по эксплуатации (ремонтную документацию) с соблюдением требований охраны труда и техники безопасности.
8.5.11 П о результатам проведенного капитального ремонта в паспорт арматуры вносятся следующие сведения:
— наименование специализированной ремонтной организации (подразделения);
— объем (состав) ремонта;
— материал введенных в состав арматуры элементов;
— материал наплавок при пайке;
— марка электродов при сварке;
— значения показателей надежности — при их изменении;
— проведенные испытания и их результаты;
— значения назначенных показателей, в случае их продления.
8.6 Обслуживание при хранении
8.6.1 Объемы, условия хранения, порядок использования и обновления ТПА аварийного запаса определяют в соответствии с нормативной документацией. Срок хранения арматуры не должен превышать 5 лет.
8.6.2 П ри обслуживании арматуры аварийного запаса, находящейся на хранении, проверяют:
— наличие эксплуатационной и сопроводительной документации;
— комплектность по паспорту;
— целостность и плотность крепления заглушек, обеспечивающих защиту стыковых кромок под сварку;
— отсутствие на корпусе и торцах вмятин, задиров, механических повреждений, коррозии;
— отсутствие расслоений любого размера на торцах патрубков;
— состояние лакокрасочного покрытия корпуса, основных узлов и деталей;
— наличие и уровень демпферной жидкости в гидросистеме привода;
— наличие консервационной смазки на внутренних поверхностях затвора, патрубков и на всех неокрашенных поверхностях шпинделя и привода;
— состояние сварных швов.
8.6.3 Результаты проведения обслуживания заносятся в паспорт на арматуру.
8.7 Обслуживание при консервации объекта
8.7.1 П ри обслуживании арматуры объекта, находящегося в консервации, проверяют:
— комплектность и целостность основных узлов и деталей;
— герметичность резьбовых, сварных и фланцевых соединений основных узлов и деталей;
— состояние лакокрасочного покрытия корпуса, основных узлов и деталей;
— наличие и уровень демпферной жидкости в гидросистеме привода;
— целостность и правильность положений рукояток распределителей ручных насосов, вентилей отборов газа, переключателей режима работ и дросселей-регуляторов расхода демпферной жидкости.
8.7.2 Результаты проведения обслуживания заносятся в паспорт на арматуру
9 Требования к техническому контролю после проведения капитального ремонта
9.1 Технический контроль арматуры после проведения капитального ремонта проводится специализированной организацией.
9.2 Технический контроль осуществляется в соответствии с ТУ, разработанными в специализированной организации и согласованными с эксплуатирующей организацией.
9.3 П ри техническом контроле применяются такие виды и объемы контроля арматуры, которые обеспечили бы ее безопасность, выявление недопустимых дефектов, ее высокое
качество и надежность в эксплуатации. Если после или в процессе капитального ремонта арматуры требуется проведение комплекса испытаний, то они проводятся в полном объеме с выполнением всех требований организации-изготовителя.
10. Требования безопасности при эксплуатации
10.1 Требования, обеспечивающие безопасность при эксплуатации арматуры:
— установка, монтаж, наладка и эксплуатация должны выполняться в соответствии с требованиями руководства по эксплуатации;
— при эксплуатации арматуры должны проводиться ее техническое обслуживание, диагностирование и ремонт в соответствии с разделом 8;
— к входному контролю, эксплуатации, техническому обслуживанию, ремонту, техническому диагностированию арматуры допускается квалифицированный персонал, изучивший устройство арматуры и эксплуатационную документацию, выполняющий требования ГОСТ 12.2.063, ПБ 03-576-03 [5], ВРД 39-1.10-006-2002 [6] и ПБ 08-624-03 [7], прошедший проверку знаний и допущенный к проведению работ в установленном порядке;
— при эксплуатации эксплуатирующая организация должна принимать организационные и технические меры по предупреждению возможности нанесения ущерба здоровью людей или окружающей среде и проведению необходимых действий при возникновении опасных ситуаций;
— при эксплуатации должен вестись учет наработки, обеспечивающий контроль достижения назначенных показателей и показателей надежности по долговечности;
— эксплуатация арматуры должна быть прекращена при наступлении предельного состояния.
10.2 П ри эксплуатации арматуры особое внимание обращают:
— на выполнение функции закрытия и открытия;
— скорость сброса давления;
— температуру поверхности корпусных деталей и рабочей среды.
10.3 Д ля обеспечения безопасной работы запрещается:
— эксплуатировать арматуру при отсутствии эксплуатационной документации (паспорт, РЭ);
— использовать арматуру для работы в условиях, превышающих указанные в РЭ;
— производить работы по устранению дефектов, подтяжку уплотнения, резьбовых соединений трубной обвязки и фитингов, находящихся под давлением;
— соединять сброс газа из предохранительной арматуры разных потребителей на одну свечу и монтаж запорной арматуры после предохранительной с разным давлением;
— использовать арматуру в качестве опор для оборудования и трубопроводов;
— применять для управления арматурой рычаги, удлиняющие плечо рукоятки или маховика, не предусмотренные инструкцией по эксплуатации;
— применять удлинители к ключам для крепежных деталей;
— вскрывать крышку корпуса конечных выключателей без снятия напряжения с питающей электрической линии;
— эксплуатировать опломбированную арматуру при поврежденных гарантийных пломбах;
— производить перестановку приводов от энергии давления сжатого кислорода;
— стравливать импульсный газ или переставлять арматуру во время грозы;
— дросселирование газа при частично открытом затворе запорной арматуры;
10.4 Арматура не должна являться источником шума, вибрации, ультразвуковых колебаний. Требования безопасности в части вибрации — по ГОСТ 12. 1.012.
10.5 Арматура должна быть герметичной по отношению к внешней среде. Утечки не допускаются.
10.6 При разборке и сборке деталей арматуры необходимо предохранять уплотнител ь- ные поверхности от повреждения.
10.7 Проверка технического состояния узлов системы управления производится после отключения линий отбора импульсного газа и стравливания газа из системы управления. При проведении сброса давления газа из системы управления арматуры или корпуса, а также дренировании влаги и конденсата персонал находится в безопасной зоне: в стороне, противоположной направлению струи газа или жидкости.
10.8 Работы выполняются исправным стандартным инструментом (в искробезопасном исполнении), указанным в инструкции для соответствующего типа арматуры.
10.9 П ри проведении работ по дозаправке гидросистемы арматуры необходимо удалять демпферную жидкость с поверхности привода и корпуса.
10.10 П ри перемерзании затвора арматуры, узла управления, импульсных трубок обогрев производится подогретым воздухом, паром или электротенами (во взрывобезопасном исполнении). Запрещается применение для этих целей устройств с открытым пламенем или взрывоопасных газов.
10.11 Перестановку затворов арматуры на ЛЧ МГ и узлах подключения КС (обводного, входного и выходного газопроводов), за исключением аварийных случаев, осуществляют с разрешения производственно-диспетчерской службы (ПДС) эксплуатирующей организации.
10.12 Арматуру DN 500 и более следует открывать при перепаде давления газа на затворе не более 0,2 МПа.
10.13 Открытие свечной и байпасной арматуры при стравливании и перепуске газа производится без пауз во избежание вибрации трубной обвязки до полного поворота затвора в положение «открыто». При стравливании газа через свечной кран следует убедиться в надежности крепления свечи трубопровода.
10.14 П ри выполнении работ на арматуре с электроприводом необходимо соблюдать правила безопасности, указанные в эксплуатационной документации на электропривод. Электроприводы должны быть выполнены во взрывозащищенном исполнении.
10.15 Демонтированную арматуру после дефектовки направляют специализированным организациям, либо она подлежит списанию. Детали, вышедшие из строя и отработавшие свой ресурс, передаются на специализированные предприятия по переработке материалов.
Приложение А( обязательное)
Периодичность проведения комплекса операций по обслуживанию арматуры
Таблица А. 1 — Периодичность проведения комплекса операций по обслуживанию арматуры
Наменование ТПА
ТО-1
ТО-2
TP
тд
CP и КР
ТО
при хранении и консервации
Запорная арматура DN 50-200:
1. шаровые и конусные краны;
2. задвижки
1 раз в 3 мес.
1 раз в 6 мес.
По результатам ТО-1, ТО-2
В соответствии с 8.4.1
По
результатам ТД
1 раз в 12 мес.
Запорная арматура DN 300-1400:
1. шаровые и конусные краны;
2. задвижки
1 раз в 1 мес.
1 раз в 6 мес.
По результатам ТО-1, ТО-2
В соответствии с 8.4.1
По результатам
тд
1 раз в 12 мес.
Регулирующая арматура DN 50-1400:
1. регулирующие шаровые краны;
2. регулирующие клапаны
1 раз в 1 мес.
1 раз в 6 мес.
По результатам ТО-1, ТО-2
В соответствии с 8.4.1
По результатам
тд
1 раз в 12 мес.
Предохранительная арматура DN 50-1400:
1. обратные клапаны;
2. предохранительные клапаны;
3. обратные затворы
1 раз в 3 мес.
1 раз в 12 мес.
По результатам ТО-1, ТО-2
В соответствии с 8.4.1
По результатам
тд
1 раз в 12 мес.
[1]Регламент сбора, передачи, обработки и хранения данных о технологических объектах добычи, транспорта и подземного хранения газа ЕСГ (ССД «Инфотех») (утвержден распоряжением ОАО « Газпром » от 15.11.2004 г. № 327)
[2]Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей (утверждены приказом Минэнерго России от 13.01.2003 г. № 6)
[3]Руководящий документ. Положение о порядке продления срока безопа с- Госгортехнадзора России ной эксплуатации технических устройств, РД 03-484-02 оборудования и сооружений на опасных произ
[4] Правила безопасности Госгортехнадзора России ПБ 03-246-98 Правила проведения экспертизы промышленной безопасности
[5] Правила безопасности Госгортехнадзора России ПБ 03-576-03 Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением
[6] Ведомственный руководящий документ ОАО « Газпром » ВРД 39-1.10-006-2002 Правила безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов
[7] Правила безопасности Госгортехнадзора России ПБ 08-624-03 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности
Источник