Текущий ремонт арматуры материалы

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Настоящий регламент устанавливает перечень и порядок выполнения основных операций по техническому обслуживанию и ремонту запорной арматуры объектов магистральных нефтепроводов.

Цель разработки настоящего регламента — установление порядка оценки технического состояния, порядка технического обслуживания и ремонта запорной арматуры.

— критерии технического состояния запорной арматуры;

— порядок проведения диагностического контроля;

— типовые объемы работ по техническому обслуживанию и ремонту запорной арматуры;

— нормативы технического обслуживания и ремонта.

2. номенклатура оборудования

Регламент по техническому обслуживанию и ремонту распространяется на запорную арматуру объектов магистральных нефтепроводов условным диаметром до 1200 мм.

3. КОНТРОЛЬ РАБОТОСПОСОБНОСТИ АРМАТУРЫ

3.1. Вся вновь устанавливаемая на объектах магистрального нефтепровода отечественная и импортная арматура должна иметь сертификаты соответствия, удостоверяющий соответствие запорной арматуры требованиям Государственных стандартов и нормативных документов России и разрешение Госгортехнадзора России на право выпуска и применения данной продукции.

РНУ (АО) должно осуществлять учет срока службы, наработки и количества циклов работы «закрыто — открыто» арматуры.

3.2. Арматура считается работоспособной, если:

— обеспечивается прочность материалов деталей и сварных швов, работающих под давлением;

— не наблюдается пропуск среды и потение сквозь металл и сварные швы;

— обеспечивается герметичность сальниковых уплотнений и фланцевых соединений арматуры по отношению к внешней среде;

— обеспечивается герметичность затвора арматуры в соответствии с паспортом на запорную арматуру;

— обеспечивается плавное перемещение всех подвижных частей арматуры без рывков и заеданий;

— электропривод обеспечивает плавное перемещение затвора, открытие и закрытие в течение времени, указанного в паспорте; обеспечивается отключение электропривода при достижении затвором крайних положений и при превышении крутящего момента допустимого значения на бугельном узле.

При невыполнении любого из этих условий арматура считается неработоспособной и выводится из эксплуатации.

Работоспособность арматуры характеризуется показателями надежности. К показателям надежности относятся: назначенный срок службы арматуры, назначенный ресурс — в циклах «открыто — закрыто», назначенный срок службы до ремонта, вероятность безотказной работы в течение назначенного ресурса.

3.3. Неработоспособность арматуры определяется критериями отказов и предельных состояний.

Критериями отказов запорной арматуры являются:

· неустранимая дополнительной подтяжкой потеря герметичности по отношению к внешней среде;

· пропуск среды в затворе сверх допустимого;

· невозможность рабочих перемещений запорного органа (заклинивание подвижных частей) при открытии и закрытии арматуры;

· увеличение времени срабатывания сверх допустимого;

· выход из строя электропривода.

Критериями предельных состояний арматуры являются:

· достижение назначенного срока службы;

· разрушение или потеря плотности основного материала и сварных швов;

· нарушение геометрических размеров сопряженных деталей (вследствие износа или коррозионного разрушения).

При достижении назначенного срока службы запорная арматура подвергается переосвидетельствованию с целью определения ее технического состояния и возможности продления сроков эксплуатации.

Показатели надежности, критерии отказов и предельных состояний указываются в паспортах на арматуру.

3.4. Контроль работоспособности и технического состояния арматуры осуществляется внешним осмотром, диагностированием и испытаниями

3.4.1. При внешнем осмотре проверяются:

· состояние и плотность материалов и сварных швов арматуры;

· плавность перемещения всех подвижных частей арматуры и электропривода;

· герметичность арматуры по отношению к внешней среде, в том числе:

· герметичность прокладочных уплотнений;

· герметичность сальникового уплотнения.

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

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

Проведение диагностического контроля задвижки совмещают по срокам с капитальным ремонтом (таблица 4 ), а также осуществляют при выявлении чрезмерных напряжений на патрубках или при возникновении отказов в работе задвижки по критериям предельных состояний. При диагностировании применяются приборы и АЭ датчики и приборы ультразвукового контроля или дефектоскопы.

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

Результаты диагностического контроля (заключение) заносятся в формуляр арматуры или прикладывается к ее паспорту.

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

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

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

4. ТИПОВОЙ ОБЪЕМ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ

В объеме технического обслуживания проводятся следующие работы:

— мелкий ремонт арматуры, не требующий специальной остановки магистральных насосов (чистка наружных поверхностей, обслуживание площадок, устранение подтеков масла и т.д.);

— визуальная проверка состояния всех частей запорной арматуры, включая смазки в подшипниках и редукторе, ее пополнение;

— проверка состояния и крепления клемм электродвигателя, проверка защиты электродвигателя от перегрузок и перекоса фаз;

— проверка срабатывания конечных выключателей, их ревизия;

— проверка срабатывания муфты ограничения крутящего момента;

— проверка герметичности сальникового уплотнения и фланцевых соединений.

Операция по ремонту сальниковых уплотнений выполняется согласно инструкции по эксплуатации завода-изготовителя.

Для обеспечения герметичности фланцевых соединений запорной арматуры необходимо два раза в год (весной и осенью) производить обтягивание фланцевых соединений, при обнаружении течи во фланцевом соединении производится равномерная обтяжка болтов и гаек; если умеренная обтяжка фланцев не дает положительных результатов и утечка продолжается, производится замена прокладки согласно инструкции по эксплуатации завода-изготовителя.

Перед обтяжкой фланцевого соединения (корпуса и крышки) клиновых задвижек необходимо приоткрывать клин во избежание повреждения резьбовой втулки.

Обтяжка фланцевых соединений запорной арматуры должна проводиться при давлении сниженном до безопасного уровня в нефтепроводе или на отключенном участке нефтепровода.

В объеме технического обслуживания обратного клапана производятся следующие работы:

— проверка герметичности уплотнений, устранение обнаруженных утечек;

— проверка работоспособности демпфирующих устройств (амортизаторов) и их восстановление.

5. ТИПОВОЙ ОБЪЕМ РАБОТ ПРИ ТЕКУЩЕМ РЕМОНТЕ

При текущем ремонте производятся все операции технического обслуживания, а также:

для клиновых или шиберных задвижек — удаление воздуха из задвижки: подготовка необходимых ремонтных приспособлений, транспортных и подъемных механизмов; снятие редуктора с электроприводом, разборка редуктора и электропривода, очистка и промывка деталей, дефектация, замена изношенных деталей, смазка редуктора и механической части электропривода, их сборка; проверка и подтяжка контактных соединений электропривода, восстановление изоляции выходных концов проводов, проверка состояния уплотнителей взрывозащиты шарикоподшипников электродвигателя, правильность посадки крыльчатки вентилятора электродвигателя, замена дефектных деталей электродвигателя; проверка состояния подшипникового узла штока задвижки после его фиксации, определение степени износа резьбовой втулки штока (в случае чрезмерного износа ее замена): устранение следов коррозии штока, задиров; замена сальников, нажимной втулки, при необходимости; прогонка шпинделя по гайке на всю рабочую длину; подтяжка шпилек разъема корпуса, полная сборка и установка электропривода на задвижку; регулировка конечных выключателей на открытие и закрытие, муфты ограничение крутящего момента на отключение по допустимым значениям.

Текущий ремонт запорной арматуры осуществляется без ее демонтажа.

Данные о проведенном техническом обслуживании и текущем ремонте заносятся в журнал профилактических осмотров и ремонтов лицом, ответственным за исправное состояние объекта. Журнал хранится у лица, ответственного за исправное состояние объекта. Форма журнала профилактических осмотров и ремонтов приведена в Приложении 1 .

6. ТИПОВОЙ ОБЪЕМ РАБОТ ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ

Капитальный ремонт запорной арматуры осуществляется с ее демонтажем. Демонтаж подлежащих капитальному ремонту задвижек, обратных клапанов производится согласно графику, утвержденному глинным инженером РНУ (АО МН). Капитальный ремонт задвижек производится ЦБПО или специализированной организацией по ТУ, рабочим чертежам, утвержденным в установленном порядке.

При капитальном ремонте производятся все операции текущего ремонта, а также: полная разборка и дефектация всех деталей и узлов, их восстановление или замена пришедших в негодность в результате коррозии, чрезмерного механического износа узлов и базовых деталей запорной арматуры.

После капитального ремонта арматура подвергается испытаниям на прочность и плотность материалов и сварных швов, герметичность по отношению к внешней среде, герметичность затвора и работоспособность в соответствии с требованиями ГОСТ 5762-74Е и нормативно-технической документации на капитальный ремонт запорной арматуры.

Испытание на прочность и плотность материала задвижки в сборе проводится при открытом затворе и заглушенных патрубках давлением P _пр ( P _пр = 1,5 P_N , где P_N — давление номинальное). Испытания на прочность и плотность проводятся при постоянном давлении в течение времени, необходимого для осмотра задвижки. Пропуск среды и потение сквозь металл и сварные швы не допускаются.

Испытание арматуры на герметичность по отношению к внешней среде проводится давлением 1,1 P_N в течение времени, необходимого для осмотра уплотнения и соединений. Проверяется герметичность верхнего уплотнения крышка-шпиндель при ослабленных креплениях сальникового уплотнения и полностью поднятом шпинделе задвижки. Проверяется герметичность сальникового уплотнения и прокладки между крышкой и корпусом. Протечки среды не допускаются. Метод контроля визуальный.

Испытание арматуры на герметичность затвора проводится в соответствии с табл. 1 и требованиями ГОСТ 9544-93.

Испытание затвора на герметичность

Номинальное давление P_N , МПа (кгс/см 2 )

Параметры испытания затвора на герметичность

Источник

Какие работы выполняются при текущем ремонте 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:

Стоит отметить, что в бытовых водо- и газопроводах преимущественно монтируют резьбовую арматуру. В промышленных трубопроводах – фланцевую. Приварные устройства на сегодняшний не актуальны и почти не используются. Детали арматуры в ходе использования подвергаются износу, независимо от типа.

Как результат, арматура меняется в размерах и даже может быть деформироваться. В случае чрезмерного износа происходит отказ. Чтобы восстановить работоспособность, для этого нужно провести ремонт запорной арматуры.

Стоит более подробно ознакомиться с ситуациями, когда необходим ремонт запорной арматуры.

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.

Механический износ арматуры является результатом трения деталей между собой. Например, износу чаще всего подвержены такие детали, как уплотнительные кольца задвижек.

За счет трения между собой шпинделей и ходовой гайки в их резьбовом соединении тоже возникают повреждения.

Степень износа деталей напрямую зависит от циклов срабатывания арматуры, прочности и твердости металла, износостойкости трущихся поверхностей.

Решающую роль в интенсивности механического износа могут также играть окислительные процессы, которые происходят в верхнем слое металла. Иначе этот процесс называют окислительным изнашиванием. Также существует абразивное изнашивание, схватывания металла и другое.

Снизить механический износ деталей можно увеличив твердость материала, из которого они изготовлены. В таком случае используют различные методы: поверхностную закалку токами высокой частоты, химико-термическая обработка, азотирование, диффузионное хромирование и другое.

Чтобы защитить от повреждений и коррозии элементы арматуры, резьбовые элементы подвергают гальванизации. Также нередко покрывают специальными антифрикционными материалами на основе твердых смазок.

Детали запорной арматуры достаточно часто подвергаются воздействию эрозии. Различают щелевую и ударную эрозии, а также процесс кавитационного разрушения металла. В случае щелевой эрозии поверхность размывается под действием струи влажного пара, который проходит с большой скоростью через щель между седлом и плунжером.

В случае ударной эрозии материал поддается разрушению из-за ударов капель воды о поверхность детали. При кавитационном режиме движения в потоке среды образуются пузырьки. Когда они схлопываются, то создаются местные гидравлические удары, которые подвергают разрушению металлических поверхностей.

Но стоит отметить, что уменьшить эрозионное изнашивание можно, изменяя режимы работы арматуры и применяя эрозионно-стойкие материалы. Тепловое изнашивание изменяет структуру арматуры при нагревании. Старение больше всего характерно для изделий из резины, которая в следствии теряет свою эластичность, в результате, становится хрупкой и ломкой.

Сальниковая набивка выгорает и твердеет, когда поддается влиянию высоких температур. Больше всего опасным разрушительным процессом считается коррозионное растрескивание стали, которое возникает при одновременном воздействии среды и механических напряжений. Коррозионному растрескиванию сильнее всех подвержены стали и ее сплавы.

В отличие от пассивирования, электрохимической защиты и других процессов, требующих специализированного оборудования, работа с АСТП предполагает использование стандартных инструментов для окраски.

Особенности обслуживания и ремонта арматуры

В процессе эксплуатации запорной арматуры процессы изнашивания деталей происходят непрерывно, поэтому для своевременного обнаружения возможных неисправностей необходимо наблюдать за ее техническим состоянием.

Наиболее тщательного контроля требуют детали сальникового и ходового узлов, фланцевые или резьбовые соединения крышки с корпусом и корпуса с трубопроводом.

В отсутствие каких-либо проблем будет достаточно визуального осмотра деталей. В обязательном порядке проверяется легкость открывания и закрывания задвижек, кранов, вентилей.

Если в процессе работы арматуры наблюдались протечки или другие признаки ее неисправности, запорное устройство демонтируется для ремонта.

Нормативно-техническая документация предусматривает следующие виды ремонта: текущий, средний и капитальный. Виды различаются исходя из характера работ и стоимости относительно цены нового изделия.

Для текущего ремонта не нужно снятие арматуры и стоимость ремонта будет составлять не более 7% от изначальной стоимости устройства. При проведении текущего ремонта специалист выполняет очистку арматуры.

Кроме того, в работу входит набивка сальника, подтяжка гаек, восстановление подвижности шпинделя, а также устранения ряда других неисправностей. Средний ремонт проводят для того, чтобы восстановить работоспособность арматуры, в таком случае стоимость работы составляет от 7 до 23 % от изначальной стоимости изделия.

Проводя средний ремонт, специалист проверяет техническое состояние каждого узла арматуры. Изделия разбирают без снятия с трубопровода или же после демонтажа. Каждая деталь, в частности, резьбовые элементы, подвергаются тщательной чистке, чтобы избавиться от следов коррозии, накипи и других видов загрязнений.

В таком случае целесообразно воспользоваться специальным очистителем металла. Мелкие детали, которые были повреждены коррозией, прокладки, набивка сальника подвергаются замене. После этого изделие собирается и проверяется его прочность, а также плотность металла и герметичность.

Капитальный ремонт является самым дорогостоящим, поскольку требует выполнения большого объема работ. Стоимость такого ремонта до 75% от начальной стоимости нового изделия. Арматуру демонтируют с трубопровода, промывают, направляют на ремонтный участок и там специалисты уже ее разбирают и диагностируют.

Процесс разборки запорных устройств предполагает ряд этапов, которые заключаются в снятии крышки, извлечении маховика вместе со штоком и запорным органом. Проведя осмотр штока, а также запирающих поверхностей, можно определить характер ремонта. Осмотр клина, плашки у задвижек, а также клапана у вентиля проводится с помощью лупы. Система зеркал используется для осмотра седла.

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.

Выход из строя сильфона в соответствующей арматуре.

Если на уплотнительных поверхностях были обнаружены участки и раковины глубиной до 0,5 миллиметров, то они подвергаются шлифовке. В случае с износом глубиной до 0,1 миллиметров, происходит ликвидация в ходе взаимного перемещения детали и притира. Некоторые притирочные работы проводят с применением специальных паст.

Одна из наиболее распространенных паст получила название из места, в котором ее разработали — ГОИ (Государственный оптический институт). Главным компонентом этой пасты является окись хрома. Ее наносят на поверхность детали тонким слоем. Стоит отметить, что поверхность перед этим должна быть тщательно очищена и вытерта насухо.

После их взаимного перемещения с другой деталью или притиром слой пасты удаляется керосином и меняется на новый.

Исходя из состава и характера абразивных веществ, различают грубую, среднюю и тонкую пасты. Тонкая паста в основном используется на завершающем этапе притирки уплотнительных поверхностей арматуры. В случае слишком сильного износа клинов, плашек, клапанов, пробок и корпуса, они восстанавливаются посредством наплавления, а после этого обрабатывают на специальном станке. Сменные уплотнительные кольца, которые находятся в корпусе, подвергаются замене на новые. В ходе проведения ремонтных работ предохранительных клапанов следует тщательно проверять пружины. После того, как их разбирают, нужно тщательно промыть в керосине и провести осмотр изделий. Детали с забоинами, рисками и вмятинами не подлежат восстановлению и их следует заменить. Чтобы выявить остаточную деформацию, которой, кстати говоря, не должно быть, пружины сжимают с помощью статической нагрузки. Предохранительные клапаны подвергаются регулировке и их испытывают воздухом на специальном стенде. Клапан, который прошел регулировку при заданном давлении открывается, а при его снижении закрывается с хлопком. После того, как арматура прошла всю процедуру по ремонту, то ее испытывают на прочность и плотность.

Из Производственных инструкций по текущему и капитальному ремонту запорной арматуры и компенсаторов на объектах газораспределения и газопотребления природного газа

• Из Производственных инструкций
  по текущему и капитальному ремонту
  запорной арматуры и компенсаторов
  на объектах газораспределения
• 
  и газопотребления природного газа
• — проверить наличие и исправность шунтирующих перемычек;

Порядок и состав работ по текущему и капитальному ремонту запорной арматуры и компенсаторов в газовых колодцах;
1 .1 . Бригада, выполняющая работы по текущему и капитальному — открыть крышку колодца полностью, проветрить;
ремонту запорной арматуры и компенсаторов, должна иметь при себе исправный инструмент, индивидуальные средства защиты.

Оснащенность бригады проверяется ее руководителем перед выездом на объект.
1 .2. После проведения на месте руководителем бригады инструктажа слесарей о порядке производства работ и необходимых мерах безопасности бригада приступает к выполнению работ (все работы выполняются только по распоряжению руководителя бригады).
1 .3.

При текущем ремонте необходимо:
— очистить крышку колодца от грязи;
— приподнять крышку колодца крючком, подложить деревянную прокладку (при отсутствии отверстия в крышке);
— произвести повторную проверку на загазованность;
— при необходимости откачать воду из колодца;
— при отсутствии загазованности в колодец спускается один ра- бочий в спасательном поясе со спасательной веревкой и шланговым противогазом. При этом на поверхности земли с наветренной стороны люка колодца должны находиться два человека, которые обязаны держать концы веревки от спасательного пояса рабочего, находящегося внутри колодца, и вести непрерывное наблюдение за ним и воздухозаборным патрубком шлангового противогаза, а также не допускать к месту работы посторонних лиц;
— очистить запорную арматуру и компенсатор от грязи, ржавч и н ы;
— проверить колодец на загазованность газоанализатором;

— осмотреть запорную арматуру с целью выявления раковин, трещин, коррозии и т. д.;
— проверить плотность всех сварных, резьбовых и фланцевых соединений мыльной эмульсией или специальными приборами;
— разогнать червяк у задвижки и при необходимости смазать (не допускать полного закрытия задвижки);
— при необходимости подтянуть болты фланцевых соединений или произвести их замену, выполнить набивку сальников, замену
прокладок, ремонт приводного устройства задвижки;
— проверить уплотнение футляров газопровода, при необходимости — уплотнить;
— проверить состояние стен колодца, скоб (лестниц), при необходимости закрепить скобы;
— очистить колодец от грязи и мусора;
— проверить состояние компенсаторов (стяжные болты должны быть сняты);
— произвести покраску запорной арматуры и газопровода (при необходимости).
1 .4. При капитальном ремонте (на основании дефектной ведомости, составленной при проведении технического обслуживания) выполняются следующие работы:
— все работы, выполняемые при текущем ремонте;
— ремонт кирпичной кладки с разборкой и заменой перекрытий, замена изношенных люков и крышек, восстановление или ремонт гидроизоляции колодцев;
— наращивание колодцев по высоте, смена лестниц и ходовых скоб, штукатурка колодцев заново;
— работы, связанные с заменой вышедшей из строя арматуры, производятся по специальному плану согласно «Производственной инструкции по замене отключающих устройств на наружных газо- проводах».

1 .5. Сведения о текущем и капитальном ремонте заносятся в паспорт газопровода.

2. Порядок и состав работ по техническому обслуживанию запорной арматуры и компенсаторов, расположенных вне колодцев;

2.1 . Бригада, выполняющая работы по техническому обслуживанию запорной арматуры и компенсаторов, должна иметь при себе исправный инструмент, индивидуальные средства защиты. Оснащенность бригады проверяется ее руководителем перед выездом на объект и проводится инструктаж с росписью в журнале.
2.2.

При техническом обслуживании запорной арматуры и компенсаторов, установленных на надземном газопроводе,
выполняются следующие виды работ:
— очистка от грязи и ржавчины;
— внешний осмотр для выявления перекосов, раковин, трещин, коррозии и других дефектов;
— проверка герметичности сварных, резьбовых, фланцевых соединений и сальниковых уплотнений мыльной эмульсией или специальными приборами (газоиндикаторами);
— устранение утечек во фланцевых соединениях подтягиванием болтов или сменой прокладок, очистку фланцев перед
установкой новых прокладок;
— устранение утечки газа в сальниках подтягиванием сальника или сменой сальниковой набивки;
— разгон червяка у задвижек и его смазка (не допуская полного перекрытия газопровода);
— проверка работоспособности приводного устройства за- движки;
— проверка состояния компенсаторов (стяжные болты должны быть сняты);

— покраска запорной арматуры и газопровода (при необходимости).

ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ;0] Перед началом работ на проезжей части на расстоянии 5 метров со стороны движения транспорта выставляется ограждение, а на расстоянии 10—15 метров — дорожный знак (предупредительный). Рабочие должны надеть оранжевые жилеты.

для спуска рабочих в газовые колодцы, не имеющие скоб, должны применяться металлические лестницы с приспособлениями для их закрепления у края колодца, а также резиновые «башмаки» (в случаях, если лестница опирается на основание) для предотвращения скольжения и искрения.

Работы в газовых колодцах про- изводятся слесарями (не более 2 одновременно) в противогазах и надетых спасательных поясах.

Вне колодца с наветренной стороны должны находиться 2 человека, которые обязаны держать концы веревок от спасательных поясов слесарей, находящихся в колодце, и вести непрерывное наблюдение за ними и воздухозаборными патрубками шланговых противогазов, а также не допускать к месту работы посторонних лиц. На период производства работ, связанных с разъединением газопровода, необходимо отключить электрозащиту, установить на разъединяемых участках газопровода электроперемычку и заземлить ее (заземление

должно осуществляться при отсутствии загазованности в колодце). После пуска газа электрозащита включается. Окраску запорной арматуры производить ручной кистью и в марлевой повязке. Запрещается применять ацетоновые краски.

При обнаружении утечки газа в арматуре, трещин, перекосов и свищей на корпусе арматуры или других повреждений работы в колодце необходимо прекратить, поставить в известность руководство подразделения.

Устранение утечки газа и неисправностей производится по другому наряду—допуску, предусматривающему иные меры безопасности в зависимости от характера повреждения.

ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ;
При ремонтных работах в загазованной среде должны применяться инструменты из цветного металла, исключающего возможность искрообразования.

Рабочая часть инструментов из черного металла должна обильно смазываться солидолом или другой смазкой. Применение электрических инструментов, дающих искрение, запрещается.

Набивка сальников запорной арматуры на наружных газопроводах высокого

среднего давлений допускается при давлении газа не более 0,1 МПа. Замена прокладок фланцевых соединений на наружных газопроводах допускается при давлении газа в газопроводе О,0004—О,0о2 МПа. При подтягивании сальника натяжение нажимной буксы накидными болта- ми должно производиться равномерно. Односторонняя перетяжка болтов может вызвать надлом фланца буксы.

Необходимо следить за тем, чтобы сальник не был сильно затянут, так как это может привести к изгибу шпинделя и выходу задвижки из строя. При разгоне червяка не допускать полного перекрытия газопровода. На период производства работ, связанных с разъединением газопровода, необходимо установить на разъединяемых участках газопровода электроперемычку.

С места производства работ необходимо удалить посторонних лиц и исключить использование открытого огня. При обнаружении утечки газа в арматуре, трещин, перекосов и свищей на корпусе арматуры или других повреждений работы необходимо прекратить, поставить в известность руководство подразделения и аварийно—диспетчерскую службу.

Устранение неисправностей производится по наряду-допуску после проведенных аварийной бригадой работ по локализации аварийной ситуации.

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Текущий ремонт арматуры предназначен для восстановления нарушенных частей арматуры.

Его проводят по результатам технического осмотра и после демонтажа арматуры с рабочего места.

РџСЂРё текущем ремонте арматуру разбирают, очищают РѕС‚ РіСЂСЏР·Рё, промывают РІ керосине, проверяют состояние всех деталей, заменяют изношенные, притирают РїСЂРѕР±РєРё кранов, протачивают Рё притирают клапаны, заменяют прокладки, перебивают сальники, окрашивают наружные поверхности, смазывают защитной смазкой внутренние поверхности Рё резьбы, смазывают ушютнительными смазками РїСЂРѕР±РєРё кранов, проверяют РЅР° функционирование, Р° также плотность РєРѕСЂРїСѓСЃР° Рё герметичность затвора. Продолжительность между текущими ремонтами составляет 6 — 12 мес. РџСЂРё удовлетворительном состоянии арматуры текущий ремонт приурочивают РєРѕ времени текущего ремонта трубопроводов Рё оборудования, РІ состав которого РѕРЅР° РІС…РѕРґРёС‚. [1]

• РџСЂРё текущем ремонте арматуры уплотнение шпинделя сальникового узла РЅР° РѕСЃРЅРѕРІРµ асбеста заменяется РЅР° уплотнение РёР· терморасширенного графита. [2]
• РџСЂРё текущем ремонте арматуры DN 50 — 1200 прокладки фланцевых соединений патрубков арматуры РЅР° РѕСЃРЅРѕРІРµ асбеста заменяются РЅР° прокладки РёР· терморасширенного графита. [3]
• Обслуживание Рё текущий ремонт арматуры должны производиться РІ соответствии СЃ регламентом РЅРµ реже 1 раза РІ 12 мес. [4]
• Мелкий или текущий ремонт арматуры РїСЂРѕРІРѕРґСЏС‚ РІРѕ время отогревов аппарата, РЅРѕ РЅРµ реже раза РІ РіРѕРґ. [5]
• Обслуживание Рё текущий ремонт арматуры должны производиться РІ соответствии СЃ регламентом РЅРµ реже 1 раза РІ 12 мес. [6]
• Технологические процессы текущего ремонта арматуры ограничены несколькими операциями основными РёР· которых являются визуальный контроль, очистка, проверка работоспособности конструкции Рё подвижности затвора, подтяжка гаек сальника Рё фланцевых соединений, смазка деталей С…РѕРґРѕРІРѕРіРѕ узла. [7]
• Технологические процессы текущего ремонта арматуры ограничены несколькими операциями, основными РёР· которых являются визуальный контроль, очистка, проверка работоспособности koH — струкции Рё подвижности затвора, подтяжка гаек сальника Рё фдан-цевых соединений, смазка деталей С…РѕРґРѕРІРѕРіРѕ узла. [8]

При профилактическом обслуживании производится внешний осмотр и текущий ремонт арматуры с целью выявления и устранения утечек или пропуска газа. Утечки газа возможны в местах фланцевых и резьбовых соединений арматуры, в сальниках задвижек, кранов, вентилей и компенсаторов. [9]

Во время генеральной дезинфекции выполняют осмотр и текущий ремонт арматуры, насосов и другого оборудования. [10]

При профилактическом обслуживании производится внешний, осмотр и текущий ремонт арматуры с целью выявления и устране-ния утечек или пропуска газа. Утечки газа возможны в местах фланцевых и резьбовых соединений арматуры, в сальниках задвижек, кранов, вентилей и компенсаторов. [11]

РџСЂРё больших утечках необходимо РІ первую очередь проводить текущий ремонт арматуры Рё систем, который может быть РІ зависимости РѕС‚ количества перерасхода следующий, %: РґРѕ 10 — профилактический частичный, РѕС‚ 10 РґРѕ 25 — профилактический общий, более 25 — внеочередной. [12]

Техническое обслуживание запорной арматуры — Завод Адмирал

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.

Виды технического обслуживания линейной запорной арматуры | НПО ГАКС-АРМСЕРВИС: Технологии, оборудование, приборы для производства и ремонта трубопроводной арматуры и трубопроводов

Функциональный отличительный признак технического обслуживания состоит в том, что это есть комплекс операций по поддержанию работоспособности или исправности линейной части магистрального трубопровода.

Техническое обслуживание трубопровода в части линейной запорной арматуры направлено на поддержание ее исправного состояния в период эксплуатации за счет своевременной смазки, подтяжки крепежных деталей, регулировки и т. д. При проведении операций технического обслуживания не требуются демонтаж арматуры, ее разборка, пневмогидравлические испытания и т. д.

Линейная запорная арматура — наиболее ответственный компонент линейной части магистральных трубопроводов, поэтому должны быть приняты необходимые меры по организации постоянного тщательного надзора за исправностью арматуры, а также за своевременным проведением ее периодической ревизии и технической диагностики .

Периодическая ревизия и техническая диагностика запорной арматуры. При техническом обслуживании магистральных трубопроводов проводят технический надзор и в рамках его периодическую ревизию (освидетельствование) и все шире техническую диагностику линейной запорной арматуры.

Технический надзор осуществляется специальными службами трубопроводных транспортных организаций (инженерными центрами, группами, бригадами).

Основная задача, решаемая в рамках технического надзора, — обеспечение безопасности и надежности эксплуатации магистрального трубопровода, осуществляемое надзором за его техническим состоянием и условиями эксплуатации, проведением ревизий и освидетельствований его компонентов, выполнением диагностики с использованием средств неразрушающего контроля, определением механических свойств металла и сварных соединений, исследованиями структуры и химического состава металла, проверкой соответствия материалов нормативным требованиям и т. д.

Периодическая ревизия остается основным методом контроля безопасной эксплуатации магистральных трубопроводов, проводится службой технического надзора. Результаты ревизии служат основанием для оценки состояния трубопровода и возможности его дальнейшей эксплуатации.

Как правило, ревизии трубопроводов должен быть приурочен планово-предупредительный ремонт линейной запорной арматуры. Сроки проведения ревизии должны обеспечивать безопасную, безаварийную эксплуатацию трубопровода и запорной арматуры и не должны быть реже сроков, указанных в соответствующей НТД.

При проведении ревизии особое внимание следует уделять участкам и арматуре, работающим в особо сложных условиях, где наиболее вероятен максимальный износ трубопровода и арматуры, вследствие эрозии, коррозии, вибрации и других причин.

К таким относятся участки, где изменяется направление потока (отводы, тройники, дренажные устройства), а также участки трубопроводов перед арматурой и после нее. Приступать к ревизии следует только после выполнения необходимых подготовительных работ, предусмотренных действующими инструкциями по организации и безопасному проведению ремонтных работ.

Проведение периодической ревизии линейной запорной арматуры осуществляется в соответствии с плановым техническим обслуживанием и ремонтом магистрального трубопровода.

Техническая диагностика становится базовым методом определения исправного состояния как магистральных трубопроводов, так и линейной запорной арматуры. Реализация технической диагностики запорной арматуры позволяет перейти от ее планово-предупредительного ремонта к ремонту по техническому состоянию.

Сроки диагностики трубопроводов и арматуры совпадают. По результатам контроля технического состояния осуществляется поиск мест и определение причин отказа, а также дается прогноз технического состояния запорной арматуры.

Прогнозирование технического состояния линейной запорной арматуры должно осуществляться с заданной вероятностью на предстоящий интервал времени:

• — по основной функции: герметичности в затворе;
• — по дополнительным функциям: передаче движения запорному органу, герметичности по отношению к внешней среде и указанию положения запорного органа.
• Линейная арматура в большинстве своем имеет автоматизи¬рованный привод, что определяет проведение диагностики его технического состояния в рамках функции передачи движения запорному органу.

Виды технического обслуживания линейной запорной арматуры. В рамках технического надзора за арматурой различают два вида ее технического обслуживания.

ТО-1 — основные операции, выполняемые в статических условиях: визуальный осмотр запорной арматуры и привода для установления целостности конструкций и их составных частей; выявление внешней негерметичности корпусных деталей, сварных и фланцевых соединений, сальникового узла и т. д., нарушений антикоррозионных и изоляционных покрытий; устранение обнаруженных дефектов.

При оценке внешней герметичности корпусных деталей, сварных, неподвижных и подвижных соединений арматуры утечка жидких углеводородов выявляется визуально, утечка газообразных углеводородов часто выявляется смачиванием подозреваемых мест мыльным раствором (в местах просачивания газа образуются мыльные пузыри).

ТО-2 — основные операции, осуществляемые в дополнение к операциям ТО-1 в условиях ограниченного действия (перемещений затвора в положения «открыт-закрыт»): проверить плавность хода шпиндельного узла и других подвижных элементов конструкции; провести смазку трущихся поверхностей; осуществить, при необходимости, поднабивку сальника; выполнить, если это предусмотрено ТУ на эксплуатацию, диагностику технического состояния арматуры: по герметичности затвора, по результатам осмотра и тестовой оценки уплотнений деталей затвора, а также разъемных соединений, корпусных деталей, сварных соединений, деталей, узлов и привода системы передачи движения запорному органу.

Подвижность ходовой части запорной арматуры проверяется перемещением клина, шибера, пробки, диска затвора на полную величину. Ход шпинделя в линейных задвижках должен быть плавным, а затвор при закрывании или открывании арматуры должен перемещаться без заедания. Для оценки герметичности в затворе при его закрытии линейную арматуру следует закрывать регламентированным усилием.

Для сохранения герметичности и подвижности соединения «корпус — пробка» линейных кранов необходимо периодически смазывать пробку и седла.

В кранах со смазкой в лубрикаторе всегда должен находиться запас густой смазки, которая периодически подается поджимом винта лубрикатора в зону контакта уплотнений пробки и седел. В кранах с пневмоприводом должна своевременно производиться смазка шарнирных соединений, штока.

В линейных задвижках с выдвижным шпинделем должна осуществляться смазка резьбы шпинделя. Необходимо смазывать также узел бурта гайки шпинделя, где обычно расположены упорные подшипники.

При надзоре за арматурой с сальниками особое внимание следует обращать на состояние набивочных материалов (качество, размеры, правильность укладки в сальниковую камеру). Сальники кранов должны затягиваться умеренно, чтобы не создавалось чрезмерно большое трение в соединении пробки с седлами корпуса.

Сальники следует подтягивать равномерно без перекоса грундбуксы. Для обеспечения герметичности сальникового уплотнения необходимо следить за состоянием уплотнительных поверхностей штока и шпинделя.

Прокладочный материал для уплотнения соединений корпусных деталей следует выбирать с учетом давления, температуры и химического воздействия на него транспортируемой углеводородной среды.

Линейная запорная арматура должна быть контроле-пригодной, как по конструкции арматуры, так и ее привода, для выполнения установленного ТУ на эксплуатацию перечня диагностических работ.

Текущий ремонт запорной арматуры

• Настоящий регламент устанавливает перечень и порядок выполнения основных операций по техническому обслуживанию и ремонту запорной арматуры объектов магистральных нефтепроводов.
• Цель разработки настоящего регламента — установление порядка оценки технического состояния, порядка технического обслуживания и ремонта запорной арматуры.
• — критерии технического состояния запорной арматуры;
• — порядок проведения диагностического контроля;
• — типовые объемы работ по техническому обслуживанию и ремонту запорной арматуры;
• — нормативы технического обслуживания и ремонта.
• Регламент по техническому обслуживанию и ремонту распространяется на запорную арматуру объектов магистральных нефтепроводов условным диаметром до 1200 мм.

Вся вновь устанавливаемая на объектах магистрального нефтепровода отечественная и импортная арматура должна иметь сертификаты соответствия, удостоверяющий соответствие запорной арматуры требованиям Государственных стандартов и нормативных документов России и разрешение Госгортехнадзора России на право выпуска и применения данной продукции.

РНУ (АО) должно осуществлять учет срока службы, наработки и количества циклов работы «закрыто — открыто» арматуры.

3.2. Арматура считается работоспособной, если:

— обеспечивается прочность материалов деталей и сварных швов, работающих под давлением;

— не наблюдается пропуск среды и потение сквозь металл и сварные швы;

Поделись ссылкой — это лучший мотиватор для нас

1. — обеспечивается герметичность сальниковых уплотнений и фланцевых соединений арматуры по отношению к внешней среде;
2. — обеспечивается герметичность затвора арматуры в соответствии с паспортом на запорную арматуру;
3. — обеспечивается плавное перемещение всех подвижных частей арматуры без рывков и заеданий;
4. — электропривод обеспечивает плавное перемещение затвора, открытие и закрытие в течение времени, указанного в паспорте; обеспечивается отключение электропривода при достижении затвором крайних положений и при превышении крутящего момента допустимого значения на бугельном узле.
5. При невыполнении любого из этих условий арматура считается неработоспособной и выводится из эксплуатации.

Работоспособность арматуры характеризуется показателями надежности. К показателям надежности относятся: назначенный срок службы арматуры, назначенный ресурс — в циклах «открыто — закрыто», назначенный срок службы до ремонта, вероятность безотказной работы в течение назначенного ресурса.

3.3. Неработоспособность арматуры определяется критериями отказов и предельных состояний.

• Критериями отказов запорной арматуры являются:
• · неустранимая дополнительной подтяжкой потеря герметичности по отношению к внешней среде;
• · пропуск среды в затворе сверх допустимого;
• · невозможность рабочих перемещений запорного органа (заклинивание подвижных частей) при открытии и закрытии арматуры;
• · увеличение времени срабатывания сверх допустимого;
• · выход из строя электропривода.
• Критериями предельных состояний арматуры являются:
• · достижение назначенного срока службы;
• · разрушение или потеря плотности основного материала и сварных швов;
• · нарушение геометрических размеров сопряженных деталей (вследствие износа или коррозионного разрушения).
• При достижении назначенного срока службы запорная арматура подвергается переосвидетельствованию с целью определения ее технического состояния и возможности продления сроков эксплуатации.
• Показатели надежности, критерии отказов и предельных состояний указываются в паспортах на арматуру.

3.4. Контроль работоспособности и технического состояния арматуры осуществляется внешним осмотром, диагностированием и испытаниями

3.4.1. При внешнем осмотре проверяются:

1. · состояние и плотность материалов и сварных швов арматуры;
2. · плавность перемещения всех подвижных частей арматуры и электропривода;
3. · герметичность арматуры по отношению к внешней среде, в том числе:
4. · герметичность прокладочных уплотнений;
5. · герметичность сальникового уплотнения.
6. В работоспособном состоянии запорной арматуры пропуск среды через сальниковое и прокладочное уплотнения не допускается.

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

Проведение диагностического контроля задвижки совмещают по срокам с капитальным ремонтом (таблица 4 ), а также осуществляют при выявлении чрезмерных напряжений на патрубках или при возникновении отказов в работе задвижки по критериям предельных состояний. При диагностировании применяются приборы и АЭ датчики и приборы ультразвукового контроля или дефектоскопы.

• Диагностический контроль и заключение по его результатам осуществляют специализированные организации, имеющие разрешение Госгортехнадзора России, или специалисты РНУ, ЦБПО при наличии разработанной и утвержденной методики диагностического контроля.
• Результаты диагностического контроля (заключение) заносятся в формуляр арматуры или прикладывается к ее паспорту.
• Контроль герметичности затвора арматуры в процессе эксплуатации может осуществляться акустико-эмиссионными течеискателями.

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

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

В объеме технического обслуживания проводятся следующие работы:

— мелкий ремонт арматуры, не требующий специальной остановки магистральных насосов (чистка наружных поверхностей, обслуживание площадок, устранение подтеков масла и т.д.);

1. — визуальная проверка состояния всех частей запорной арматуры, включая смазки в подшипниках и редукторе, ее пополнение;
2. — проверка состояния и крепления клемм электродвигателя, проверка защиты электродвигателя от перегрузок и перекоса фаз;
3. — проверка срабатывания конечных выключателей, их ревизия;
4. — проверка срабатывания муфты ограничения крутящего момента;
5. — проверка герметичности сальникового уплотнения и фланцевых соединений.
6. Операция по ремонту сальниковых уплотнений выполняется согласно инструкции по эксплуатации завода-изготовителя.
7. Для обеспечения герметичности фланцевых соединений запорной арматуры необходимо два раза в год (весной и осенью) производить обтягивание фланцевых соединений, при обнаружении течи во фланцевом соединении производится равномерная обтяжка болтов и гаек; если умеренная обтяжка фланцев не дает положительных результатов и утечка продолжается, производится замена прокладки согласно инструкции по эксплуатации завода-изготовителя.
8. Перед обтяжкой фланцевого соединения (корпуса и крышки) клиновых задвижек необходимо приоткрывать клин во избежание повреждения резьбовой втулки.
9. Обтяжка фланцевых соединений запорной арматуры должна проводиться при давлении сниженном до безопасного уровня в нефтепроводе или на отключенном участке нефтепровода.
10. В объеме технического обслуживания обратного клапана производятся следующие работы:
11. — проверка герметичности уплотнений, устранение обнаруженных утечек;
12. — проверка работоспособности демпфирующих устройств (амортизаторов) и их восстановление.
13. При текущем ремонте производятся все операции технического обслуживания, а также:
14. для клиновых или шиберных задвижек — удаление воздуха из задвижки: подготовка необходимых ремонтных приспособлений, транспортных и подъемных механизмов; снятие редуктора с электроприводом, разборка редуктора и электропривода, очистка и промывка деталей, дефектация, замена изношенных деталей, смазка редуктора и механической части электропривода, их сборка; проверка и подтяжка контактных соединений электропривода, восстановление изоляции выходных концов проводов, проверка состояния уплотнителей взрывозащиты шарикоподшипников электродвигателя, правильность посадки крыльчатки вентилятора электродвигателя, замена дефектных деталей электродвигателя; проверка состояния подшипникового узла штока задвижки после его фиксации, определение степени износа резьбовой втулки штока (в случае чрезмерного износа ее замена): устранение следов коррозии штока, задиров; замена сальников, нажимной втулки, при необходимости; прогонка шпинделя по гайке на всю рабочую длину; подтяжка шпилек разъема корпуса, полная сборка и установка электропривода на задвижку; регулировка конечных выключателей на открытие и закрытие, муфты ограничение крутящего момента на отключение по допустимым значениям.
15. Текущий ремонт запорной арматуры осуществляется без ее демонтажа.

Данные о проведенном техническом обслуживании и текущем ремонте заносятся в журнал профилактических осмотров и ремонтов лицом, ответственным за исправное состояние объекта. Журнал хранится у лица, ответственного за исправное состояние объекта. Форма журнала профилактических осмотров и ремонтов приведена в Приложении 1 .

Капитальный ремонт запорной арматуры осуществляется с ее демонтажем. Демонтаж подлежащих капитальному ремонту задвижек, обратных клапанов производится согласно графику, утвержденному глинным инженером РНУ (АО МН). Капитальный ремонт задвижек производится ЦБПО или специализированной организацией по ТУ, рабочим чертежам, утвержденным в установленном порядке.

При капитальном ремонте производятся все операции текущего ремонта, а также: полная разборка и дефектация всех деталей и узлов, их восстановление или замена пришедших в негодность в результате коррозии, чрезмерного механического износа узлов и базовых деталей запорной арматуры.

После капитального ремонта арматура подвергается испытаниям на прочность и плотность материалов и сварных швов, герметичность по отношению к внешней среде, герметичность затвора и работоспособность в соответствии с требованиями ГОСТ 5762-74Е и нормативно-технической документации на капитальный ремонт запорной арматуры.

Испытание на прочность и плотность материала задвижки в сборе проводится при открытом затворе и заглушенных патрубках давлением P пр ( P пр = 1,5 PN , где PN — давление номинальное). Испытания на прочность и плотность проводятся при постоянном давлении в течение времени, необходимого для осмотра задвижки. Пропуск среды и потение сквозь металл и сварные швы не допускаются.

Испытание арматуры на герметичность по отношению к внешней среде проводится давлением 1,1 PN в течение времени, необходимого для осмотра уплотнения и соединений.

Проверяется герметичность верхнего уплотнения крышка-шпиндель при ослабленных креплениях сальникового уплотнения и полностью поднятом шпинделе задвижки.

Проверяется герметичность сальникового уплотнения и прокладки между крышкой и корпусом. Протечки среды не допускаются. Метод контроля визуальный.

Испытание арматуры на герметичность затвора проводится в соответствии с табл. 1 и требованиями ГОСТ 9544-93.

Испытание затвора на герметичность

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:

1. — ремонт стен колодца, закрепление скоб (лестниц);
2. — уплотнение футляров газопроводов;
3. — 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:

1. — проверка герметичности резьбовых соединений гидрозатворов мыльной эмульсией;
2. — смазка резьбы пробок кранов и установка их с подмоткой льняной пряди;
3. — устранение повреждений оголовков стояков гидрозатворов;
4. — наращивание или обрезка стояков гидрозатворов, если их выводы излишне занижены или выходят за пределы крышек ковера (при невозможности опустить или поднять ковер);
5. — временное ограждение и наращивание стояков гидрозатворов во время возможного затопления их талыми водами (в низменных местах);
6. — растворение льда в стояках гидрозатворов специальными растворителями (метанол, технический спирт и др.) с последующим удалением конденсата;
7. — замена неисправных кранов и других деталей гидрозатворов на исправные при невозможности устранить дефекты на месте.

Источник