- 1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
- 2. номенклатура оборудования
- 3. КОНТРОЛЬ РАБОТОСПОСОБНОСТИ АРМАТУРЫ
- 4. ТИПОВОЙ ОБЪЕМ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ
- 5. ТИПОВОЙ ОБЪЕМ РАБОТ ПРИ ТЕКУЩЕМ РЕМОНТЕ
- 6. ТИПОВОЙ ОБЪЕМ РАБОТ ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ
- 1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
- 2. номенклатура оборудования
- 3. КОНТРОЛЬ РАБОТОСПОСОБНОСТИ АРМАТУРЫ
- 4. ТИПОВОЙ ОБЪЕМ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ
- 5. ТИПОВОЙ ОБЪЕМ РАБОТ ПРИ ТЕКУЩЕМ РЕМОНТЕ
- 6. ТИПОВОЙ ОБЪЕМ РАБОТ ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ
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 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
Номинальное давление PN , МПа (кгс/см 2 )
Параметры испытания затвора на герметичность
Источник
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 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
Номинальное давление PN , МПа (кгс/см 2 )
Параметры испытания затвора на герметичность
Источник