Текущему ремонту запорной арматуры

Текущий ремонт запорной арматуры

2.20.1. Работы по текущему ремонту следует выполнять бригадой в составе не менее двух рабочих. Графики выполнения работ по текущему ремонту утверждаются техническим руководством эксплуатационной организации в установленном порядке.

2.20.2. При текущем ремонте арматуры наружных и внутренних газопроводов следует производить все работы, выполняемые при техническом обслуживании, а также:

— устранение дефектов, выявленных при техническом обслуживании;

— замену износившихся и поврежденных крепежных болтов (при замене болтов следует соблюдать порядок попарной замены диаметрально противоположных болтов соединения);

— ремонт приводного устройства задвижек;

— окраску газовой арматуры (при необходимости).

2.20.3. При текущем ремонте арматуры в колодце следует дополнительно выполнять следующие виды работ:

— ремонт стен колодца, закрепление скоб (лестниц);

— уплотнение футляров газопроводов;

— проверку состояния компенсаторов (стяжные болты должны быть сняты).

2.20.4. При текущем ремонте крана шарового подземного, установленного без колодца под ковер, выполняются следующие виды работ:

— очистка от грязи крышки ковера, при необходимости — покраска;

— устранение перекосов крышки ковера, оседания ковера;

— ремонт отмостки ковера (при необходимости);

— откачка воды из ковера, удаление грязи;

— проверка защитного покрытия штока крана, при необходимости — восстановление;

— проверка целостности уплотнительного кольца крышки штока крана, при необходимости — замена.

2.20.5. При текущем ремонте гидрозатворов выполняются следующие виды работ:

— проверка герметичности резьбовых соединений гидрозатворов мыльной эмульсией;

— смазка резьбы пробок кранов и установка их с подмоткой льняной пряди;

— устранение повреждений оголовков стояков гидрозатворов;

— наращивание или обрезка стояков гидрозатворов, если их выводы излишне занижены или выходят за пределы крышек ковера (при невозможности опустить или поднять ковер);

— временное ограждение и наращивание стояков гидрозатворов во время возможного затопления их талыми водами (в низменных местах);

— растворение льда в стояках гидрозатворов специальными растворителями (метанол, технический спирт и др.) с последующим удалением конденсата;

— замена неисправных кранов и других деталей гидрозатворов на исправные при невозможности устранить дефекты на месте.

Источник

Обслуживание и ремонт запорной арматуры

Запорная арматура нашла применение во многих сферах деятельности. Ее часто применяют для того, чтобы проверить уровень жидкости в емкостях, отборе проб, дренаже и прочее. Поскольку запорную арматуру используют в таких условиях, нередко возникает необходимость в организации технического обслуживания. Качественный ремонт невозможно провести без налаженной технологии, обученного персонала и специального дорогостоящего оборудования.

Запорная арматура, используемая для перекрывания прохождение потока среды, может быть установлена на любой вид трубопроводной системы, независимо от его вида и цели использования. Различают несколько вариантов монтажа запорной арматуры, а именно такие, как:

Виды изнашивания и особенности ремонта: продлеваем ресурс запорной арматуры
Необходимость в ремонте возникает в результате внезапного отказа оборудования, который вызван заеданием подвижных сопряжений, заклиниванием затвора, поломкой деталей привода и тому подобное. Бывает несколько видов износа запорной арматуры и рассматривают несколько путей минимизации износа.

Особенности обслуживания и ремонта арматуры

Подробный осмотр деталей позволяет определить и установить такие неисправности запорной арматуры:

1. Уменьшение герметичности из-за утечки среды.
2. Задиры на шпинделе в зоне сальниковой набивки.
3. Защемление шпинделя.
4. Повреждение ходовой резьбы шпинделя и гайки.
5. Нерегулируемый расход среды в регулирующей арматуре.
6. Выход из строя крепежных деталей.
7. Поломка управляющих маховиков.
8. Сбои в работе привода.

Источник

Виды работ выполняемых при техническом обслуживании запорной арматуры

Посредством арматуры осуществляется управление потоком рабочей среды внутри трубопроводной системы.

С ее помощью можно полностью перекрывать течение рабочей среды, регулировать давление (меняя площадь проходного сечения), защищать систему от непредвиденных ситуаций.

Чтобы арматура надлежащим образом выполняла возложенные на нее функции, необходимо регулярно проводить техническое обслуживание. Его периодичность на каждом объекте устанавливается отдельно.

На территории Российской Федерации техническое обслуживание запорной арматуры осуществляется в соответствии с регламентом – документом, который описывает этапы и последовательность действий данной процедуры.

Техническое обслуживание запорной арматуры состоит из:

• мелкого ремонта арматуры, который не потребует остановки насосного оборудования (сюда входит устранение подтеков масла, чистка наружных поверхностей и т.д.);
• визуального осмотра всех составных компонентов арматуры.

Здесь проверяется корпус и сварные швы на предмет целостности, плавность хода запорного элемента (отсутствие его резких движений, заклиниваний);
• проверка герметичности сальниковых уплотнений, а также фланцевых соединений;

• всесторонней проверки электропривода. В частности, проверяются клеммы электродвигателя, его защита от перегрузок и перекоса фаз, тестируются конечные выключатели, проверяется муфта, которая ограничивает крутящий момент.

Факторами, на основании которых принимается решение об осуществлении технического обслуживания запорной арматуры, являются:
• выработка циклов на открытие/закрытие, которые указаны в паспорте оборудования;
• результаты диагностического контроля;

• на основе данных о проведении предыдущего ремонта.

• Техническое обслуживание запорной арматуры может осуществляться в результате обнаружения признаков неработоспособности арматуры. К таким признакам относятся:
  • потеря герметичности по отношению к окружающей среде;
  • пропуск среды через запорный элемент сверх допустимых значений;
  • увеличение времени на открытие/закрытие сверх допустимого;
  • подвижные части начинают двигаться рывками, подклинивать;
• • поломка электропривода.
• В зависимости от количества и сложности признаков техническое обслуживание запорной арматуры может включать в себя текущий и капитальный ремонт. Рассмотрим каждый из них:
• • текущий ремонт осуществляется без демонтажа арматуры. Кроме указанных этапов технического обслуживания запорной арматуры ремонт может включать в себя такие мероприятия как удаление воздуха из внутренней полости, очистка (промывка) деталей и их замена, удаление коррозии с резьбовой втулки штока и по необходимости его замена, многое другое;

• капитальный ремонт проводится с демонтажем арматуры. Осуществляется полная разборка и дефектация всех деталей (дефектацией называется процесс проверки фактических характеристик деталей с данными, указанными в технической документации).

Вышедшие из строя детали в результате механического износа и коррозии подлежат замене.

После установки новых деталей и сборки арматура подвергается испытаниям, в ходе которых проверяется прочность всех соединений, сварных швов и плотность металлов.

Доверять проведение технического обслуживания запорной арматуры стоит только квалифицированным специалистам. От этого зависит дальнейшая работоспособность и продление срока службы арматуры.

Долговечность зависит от условий эксплуатации, природы транспортируемой рабочей среды (агрегатного состояния, агрессивности), корректности эксплуатации арматуры (правильности выбранного места монтажа, грамотного подбора привода).

Долговечность запорной арматуры напрямую зависит от правильности проведения установки. Ее можно осуществить четырьмя основными способами:
• фланцевый. Является, пожалуй, наиболее распространенным.

Здесь рекомендуется, в целях обеспечения надлежащей герметичности, использовать между фланцами арматуры и трубы прокладки. Затяжку болтов с гайками рекомендуется осуществлять посредством динамометрического ключа;
• межфланцевый. То же самое, что и фланцевый.

Однако, здесь у арматуры нет фланцев, и она закрепляется между фланцами трубы;
• под приварку. Здесь обеспечивается 100% герметичность. Используется там, где перемещаются химически активные опасные для окружающей среды жидкости и газы.

При установке нужно следить за соосностью арматуры и трубы;
• муфтовый. Используется на трубах небольшого диаметра, как правило, в трубопроводах коммунального хозяйства. Здесь края арматуры и трубы закрепляются муфтами.

Завод «Адмирал» обеспечивает производство запорной арматуры. В технической документации (паспортах) присутствует вся информация, которая позволит проводить техническое обслуживание запорной арматуры правильно.

Обслуживание газопроводов и газового оборудования

Компания ООО «Технологии контроля» производит работы по техническому обслуживанию котель подземных, надземных газопроводов, газорегулирующего оборудования (ГРУ, ГРП, ГРПШ и т.д.). Все работы производятся аттестованными специалистами газовой службы, в соответствии с нормативными документами:

• Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления» (Утверждены приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 15 ноября 2013 г. N 542)
• Правила пользования газом и предоставления услуг по газоснабжению в Российской Федерации (утв. постановлением Правительства РФ от 17 мая 2002 г. N 317)
• ГОСТ Р 54983-2012. Системы газораспределительные. Сети газораспределения природного газа. Общие требования к эксплуатации. Эксплуатационная документация.
• ГОСТ Р 54961-2012. Системы газораспределительные. Сети газопотребления. Общие требования к эксплуатации. Эксплуатационная документация.

Договор на техническое обслуживание газопроводов

При заключении договора на техническое обслуживание газового оборудования определяются объемы работ, составляются графики технического обслуживании и графики планово -предупредительных работ, разрабатываются маршрутные карты обхода трасс надземных и подземных газопроводов.

Техническое обслуживание газопроводов

При техническом обслуживании газопроводов, газового оборудования котельных, проводится техническое обслуживание запорной арматуры, проверка состояния газовых колодцев, а также устранение следующих нарушений условий безопасной эксплуатации газопроводов, выявленных при проведении их технического осмотра и проверке состояния охранных зон:

• устранение перекосов и оседаний коверов, крышек газовых колодцев;
• наращивание или обрезка контрольных трубок, сифонных трубок конденсатосборников и гидрозатворов на подземных газопроводах;
• замена крышек газовых колодцев;
• восстановление креплений и окраска надземных газопроводов;
• восстановление и замена опознавательных столбиков и настенных указателей привязок подземных газопроводов, а также габаритных знаков надземных газопроводов в местах проезда автотранспорта;
• восстановление засыпки грунтом подземных газопроводов, а также опор надземных газопроводов;
• очистка охранных зон газопроводов от посторонних предметов и древесно-кустарниковой растительности;
• проверка наличия и удаление конденсата из конденсатосборников и гидрозатворов;
• проверка интенсивности запаха газа;
• контроль давления газа в конечных точках сети газораспределения.

Техническое обслуживание запорной арматуры наружных газопроводов производится не реже одного раза в год (если другие сроки не установлены документацией изготовителей).

В состав выполняемых работ должны входить следующие виды работ:- внешний осмотр запорной арматуры;- очистка от загрязнений и ржавчины;- смазка подвижных элементов;- проверка герметичности разъемных соединений прибором или пенообразующим раствором и устранение утечек газа (при их выявлении);- проверка работоспособности затвора частичным перемещением запирающего элемента;- проверка состояния и замена (при необходимости) износившихся и поврежденных крепежных элементов фланцевых соединений;- проверка работоспособности и устранение неисправностей привода (при необходимости) в соответствии с документацией изготовителя;- проверка состояния окраски и (при необходимости) ее восстановление.

Устранение утечек газа из разъемных соединений запорной арматуры надземных и подземных газопроводов допускается проводить следующими способами:

• подтягиванием болтов и гаек фланцевых и резьбовых соединений при давлении газа в газопроводе не более 0,1 МПа;
• подтягиванием или заменой сальниковой набивки при давлении газа в газопроводе не более 0,1 МПа;
• заменой прокладок фланцевых соединений при давлении газа в газопроводе от 0,0004 до 0,002 МПа включительно;
• другими способами, обеспечивающими безопасное проведение работ без снижения давления газа в газопроводе.

При выявлении дефектов запорной арматуры, требующих устранения в условиях ремонтно-механических мастерских, должна проводиться ее замена.

Проверка состояния газовых колодцев должна проводиться не реже одного раза в год. В состав выполняемых работ должны входить следующие виды работ:

• очистка колодцев от грязи, воды и посторонних предметов;
• внешний осмотр состояния кирпичной кладки, штукатурки, отмостки и гидроизоляции;
• внешний осмотр состояния горловин и перекрытий;
• проверка целостности, восстановление и замена скоб и лестниц.

• При выявлении необходимости полного или частичного восстановления строительных конструкций газового колодца или его наращивания, замены перекрытий, горловин, полного или частичного восстановления гидроизоляции должно быть организовано проведение необходимых ремонтных работ.
• Работы по проверке состояния газовых колодцев могут совмещаться с проведением регламентных работ по техническому обслуживанию установленной в них запорной арматуры.
• Результаты работ, выполненных при техническом обслуживании, должны быть оформлены записями в эксплуатационном журнале газопровода.
• Выполнение работ и оформление результатов контроля интенсивности запаха газа и контроля давления газа в сетях газораспределения проводится в соответствии с требованиями.

Текущий и капитальный ремонты газопроводов

Текущий и капитальный ремонты газопроводов должны проводиться по результатам мониторинга их технического состояния и проведения технического обслуживания.

Виды работ, выполняемых при текущем ремонте газопроводов:

• устранение утечек газа (кроме утечек газа из разъемных соединений запорной арматуры, устраняемых при проведении регламентных работ по поддержанию ее работоспособности);
• замена прокладок фланцевых соединений технических устройств;
• устранение отдельных мест повреждений изоляционных покрытий стальных подземных газопроводов;
• частичное восстановление кирпичной кладки, штукатурки, отмостки и гидроизоляции газовых колодцев;
• устранение перемещений за пределы опор и деформаций (провиса, прогиба) надземных газопроводов;
• восстановление и замена устройств защиты надземных газопроводов от падения электропроводов;
• замена креплений и окраска надземных газопроводов;
• восстановление уплотнений защитных футляров газопроводов в местах их входа и выхода из земли;
• замена защитных футляров и изоляционных покрытий газопроводов в местах их входа и выхода из земли;
• устранение закупорок газопроводов;
• замена арматуры, коверов, контрольных трубок, сифонных трубок конденсатосборников подземных газопроводов, восстановление и замена ограждений мест надземной установки запорной арматуры и опор газопроводов.

1. Сроки выполнения работ по текущему ремонту газопроводов устанавливаются эксплуатационными организациями самостоятельно, исходя из характера неисправностей и условий обеспечения безопасной эксплуатации газопроводов.
2. Устранение утечек газа из газопроводов должно проводиться в аварийном порядке.
3. Ремонт мест повреждений изоляционного покрытия стальных подземных газопроводов должен проводиться в следующие сроки:

• в зонах опасного влияния блуждающих токов — в течение одного месяца;
• при обеспечении средствами электрохимической защиты нормируемой величины защитного потенциала (вне зависимости от коррозионной агрессивности грунта) — в течение года;
• в других случаях — не позднее чем через 3 мес после их обнаружения

Выполнение работ по техническому обслуживанию газопроводов

Выполнение регламентных работ по техническому обслуживанию газопроводов производится без наряда-допуска. К регламентным газоопасным работам, выполняемым без наряда-допуска, относятся:

• работы по мониторингу технического состояния газопроводов (за исключением проверки состояния охранных зон);
• техническое обслуживание газопроводов без отключения подачи газа;
• работы по мониторингу технического состояния и техническому обслуживанию пунктов редуцирования газа;
• ремонт технических устройств на газопроводах и в пунктах редуцирования газа без отключения подачи или снижения давления газа у потребителей;
• удаление закупорок газопроводов;
• контроль давления газа в сети газораспределения;
• удаление конденсата из конденсатосборников и гидрозатворов;
• контроль интенсивности запаха газа в конечных точках сети газораспределения.

Также без наряда-допуска проводятся работы по локализации и ликвидации аварий до устранения угрозы причинения вреда жизни и здоровью людей, окружающей среде, имуществу физических и юридических лиц и аварийно-восстановительные работы при их выполнении в срок не более суток. Работы по локализации и ликвидации аварийных ситуаций выполняются независимо от времени суток под непосредственным руководством специалиста.

На технологически сложные работы, требующие координации взаимодействия бригад, выполняющих газоопасные работы по отдельным нарядам-допускам, должен дополнительно разрабатываться план организации и производства газоопасных работ. К газоопасным работам, выполняемым по наряду-допуску, относятся:

• технологическое присоединение (врезка) к действующим газопроводам;
• пуск газа и проведение пусконаладочных работ при вводе в эксплуатацию газопроводов, пунктов редуцирования газа;
• повторный пуск газа в газопроводы, пункты редуцирования газа после их остановки, ремонта или расконсервации;
• текущий и капитальный ремонты технических устройств на газопроводах и пунктах редуцирования газа с отключением подачи или снижением давления газа у потребителей;
• снижение и восстановление давления газа в газопроводах;
• установка и снятие заглушек на газопроводах;
• выполнение работ в газовых колодцах, туннелях, коллекторах, траншеях и котлованах глубиной более одного метра;
• консервация и ликвидация газопроводов, пунктов редуцирования газа;
• огневые работы на действующих объектах сети газораспределения.

Наряды-допуски выдаются руководителями или специалистами производственных подразделений, назначенными приказом руководителя эксплуатационной организации, имеющими опыт выполнения газоопасных работ не менее одного года. Наряды-допуски должны выдаваться заблаговременно для организации подготовки к проведению работ.

Технический осмотр подземных и надземных газопроводов

Технический осмотр подземных и надземных газопроводов должен проводиться в сроки, обеспечивающие безопасность их эксплуатации, но не реже приведенных в таблице 1.

Таблица 1 — Сроки проведения технических осмотров газопроводов

Газопроводы	Сроки проведения технических осмотров
на застроенной территории поселений, с давлением газа, МПа	на незастроенной территории и вне поселений
до 0,005 включ.	св. 0,005 до 1,2 включ.
1 Стальные подземные со сроком службы свыше 15 лет	1 раз в 2 мес	1 раз в мес	1 раз в 6 мес
2 Надземные со сроком службы свыше 15 лет	1 раз в 6 мес	1 раз в год
3 Полиэтиленовые со сроком службы свыше 15 лет	1 раз в 6 мес	1 раз в год
4 Стальные подземные, эксплуатируемые в зоне действия источников блуждающих токов и/или в грунтах высокой коррозионной агрессивности, необеспеченные минимальным защитным потенциалом, а также с неустраненными дефектами защитных покрытий	1 раз в неделю	2 раза в неделю	2 раза в месяц
5 Стальные подземные при наличии анодных и знакопеременных зон	Ежедневно	Ежедневно	2 раза в неделю
6 Стальные подземные и полиэтиленовые, подлежащие капитальному ремонту и реконструкции	1 раз в неделю	2 раза в неделю	2 раза в месяц
7 Стальные надземные, подлежащие капитальному ремонту и реконструкции	1 раз в неделю	2 раза в неделю	1 раз в месяц

Примечания

1. Сроки проведения технического осмотра газопроводов, указанных в графах 1 и 2, распространяются на газопроводы, срок службы которых продлен на основании результатов экспертизы промышленной безопасности.
2. Сроки проведения технического осмотра газопроводов, указанных в графе 3, распространяются на газопроводы, восстановленные с применением полиэтиленовых технологий или синтетических тканевых рукавов.
3. Сроки проведения технического осмотра газопроводов, указанных в графах 1-3, при сроке службы газопроводов менее 15 лет устанавливаются эксплуатационной организацией самостоятельно с учетом их технического состояния, но не реже 1 раза в 6 мес — для стальных подземных газопроводов и 1 раза в год — для полиэтиленовых газопроводов.
4. Технический осмотр стальных подземных газопроводов может быть заменен техническим обследованием (в части контроля герметичности) с использованием приборов с чувствительностью не менее 0,001% по объему газа, обеспечивающих возможность выявления мест утечек газа без вскрытия грунта и дорожных покрытий. Техническое обследование должно проводиться:
   • ежегодно на газопроводах, находящихся в эксплуатации менее 15 лет;
   • 2 раза в год на газопроводах, находящихся в эксплуатации более15 лет.

При применении метода технического обследования с использованием приборов с чувствительностью не менее 0,001% по объему газа в период максимального промерзания и последующего оттаивания грунта должен быть обеспечен дополнительный контроль герметичности.

Проверке подлежат участки газопроводов в местах неравномерного промерзания грунта (переходы через железные и автомобильные дороги, места резкого изменения снежного покрова и глубины заложения газопровода).

Периодичность и сроки таких проверок устанавливаются эксплуатационной организацией самостоятельно с учетом гидрогеологических и климатических условий региона.

Эксплуатация арматуры

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

3.2 Техническое освидетельствование и обслуживание арматуры

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Возможные неисправности запорных вентилей и задвижек и способы их устранения

Источник