Инструкция производственная по эксплуатации запорной арматуры

Руководство по эксплуатации к запорным клапанам

Настоящее руководство рекомендовано для обслуживающего запорные клапаны персонала, с целью ознакомления с устройством, техническими характеристиками, правилам монтажа и условиям хранения. Только после ознакомления с представленными инструкциями сотрудник может быть допущен непосредственно к работе с устройствами.

1 ОПИСАНИЕ И РАБОТА

1.1 Назначение изделия.

1.1.1 Клапан предназначен для установки на трубопроводах в качестве запорного устройства.
1.1.2 Условия эксплуатации клапанов тип атмосферы II; по климатическому исполнению; для изделий из углеродистой стали «У3.1», для всех остальных «УХЛ2» ГОСТ 15150.
По особому заказу клапаны могут поставляться по климатическому исполнению «УХЛ1» и «УХЛ4» ГОСТ 15150.
Категория обеспечения качества QA4, класс безопасности 4.
Исполнение сейсмостойкости 9 баллов по шкале MSK. 64
1.2 Технические характеристики.
1.2.1 Основные технические данные и характеристики клапана должны соответствовать, указанным в таблице 1.
Коэффициент гидравлического сопротивления С, указывается в паспорте на изделие.
1.2.2 Клапан герметичен по отношению к внешней среде
1.2.3 Нормы герметичности в затворе по классу А ГОСТ 9544-2015. Пробное вещество «воздух», «вода»
1.2.4 Уплотнение в затворе:

• металл-фторопласт ( для t до 200 °С);
• металл-металл ( для t до 425 °С).

1.2.5 Направление подачи рабочей среды — под золотник.

1.2.6 Установочное положение клапана на трубопроводе — любое.

1.2.7 Управление клапаном — ручное, с помощью рукоятки или маховика

1.2.8 Присоединение клапана к трубопроводу- см. паспорт.

Для фланцевого присоединения в соответствии с требованием заказчика присоединительные размеры и размеры уплотнительных поверхностей по ГОСТ 33259-201 исполнения В. F, D. М ряд 1. Ответные фланцы по ГОСТ 33259-2015 исполнения В, Е, С, L ряд 1

1.2.9 Рабочая среда — см. паспорт.

1.2.10 Клапаны должны быть работоспособны при наличии в рабочей среде твердых частиц с размером до 70 мкм. Допустимое содержание массовой доли не более 4%. При наличии в среде твердых частиц размерами более 70 мкм или содержание их массовой доли более 4%, в системе перед клапаном должен быть установлен фильтр.

Детали подвижных соединений клапана должны перемещаться без рывков и заеданий

1.2.11 Клапан относится к классу ремонтируемых, восстанавливаемых изделий:

• срок службы — 10 лет;
• ресурс — 5000 циклов;
• срок хранения — 3 года;
• наработка на отказ — 2000 циклов для уплотнения в затворе металл-металл;
• 3000 циклов для уплотнения в затворе металл-фторопласт.

При поставке на АЭС: назначенный срок службы корпусных деталей 30 лет.

1.2.11.1 Потенциально возможные отказы:

а) потеря герметичности клапана по отношению к внешней среде по корпусным деталям и сварным соединениям:

• разрушение, с выбросом рабочей среды в атмосферу — критический;
• потение, капельная течь, газовая течь — не критический;

б) потеря герметичности клапана по отношению к внешней среде по неподвижным (прокладочным) соединениям:

• разрушение неподвижного (прокладочного) соединения — критический;
• потеря герметичности, устранимая подтяжкой — не критический;

в) потеря герметичности клапана по отношению к внешней среде по подвижным соединениям (сальник):

• разрушение сальника с выбросом рабочей среды в атмосферу — критический;
• потеря герметичности, устранимая подтяжкой — не критический;

г) потеря герметичности в затворе сверх допустимых пределов, указанных в п. 1.2.3 — не критический.

д) невыполнение функции «открытие-закрытие» (увеличение крутящего момента управления клапаном сверх допустимого) — не критический;

1.2.11.2 Предельные состояния (критерии):

а) начальная стадия нарушения целостности корпусных деталей, потение, капельная, газовая течь;

б) изменение геометрических форм, состояния трущихся поверхностей свыше допустимых вследствие механического или коррозионного износа, препятствующее нормальному функционированию клапана;

в) потеря герметичности по неподвижному (прокладочному) соединению, неустранимая дополнительной подтяжкой.

1.3 Состав изделия.

1.3.1 Клапан (рисунок 1, 2)

• корпуса 1, через который при открытом затворе проходит рабочая среда;
• затвора, обеспечивающего герметичное перекрытие проходного сечения клапана и состоящего из золотника 2 , соединенного со шпинделем 4, при помощи штифтов 13 или при помощи втулки 15;
• узла сальника, обеспечивающего герметичность по шпинделю 4, относительно внешней среды, состоящего из колец 11 и 12;
• крышки 5  и втулки 7, гайки 6;
• прокладки 3;
• маховика 8;
• гайки 9 и шайбы 10.

Рисунок 1

Рисунок 2

1.4 Устройство и работа клапана

1.4.1 Принцип действия клапана

Открытие (закрытие) клапана осуществляется вращением маховика или рукоятки клапана. Вращение передается шпинделю . который совершает поступательное движение, поднимает (опускает) золотник , при этом открывая (закрывая) проходное сечение в седле корпуса.

1.5 Маркировка

1.5.1 На лицевой стороне корпуса клапана нанесена маркировка.

где PN- условное давление среды, кгс/см2; стрелка — направление потока среды; условный проход (номинальный размер),  материал корпуса изделия товарный знак завода изготовителя.

1.5.3 На магистральном фланце клапана нанесены:- обозначение клапана; заводской номер, дата выпуска.

ВНИМАНИЕ! При поставке на хлорсодержащие среды на лицевой стороне фланца корпуса горлозины или на цилиндрической поверхности горловины корпуса нанести маркировку » С1 «

1.5.4 В соответствии с требованиями технических регламентов Таможенного союза на каждый клапан необходимо наносить единый знак обращения продукции на рынке государств — членов Таможенного союза любым способом, обеспечивающим четкое и ясное изображение в течении всего срока службы клапана.

1.5.5 При поставке на АС дополнительно на лицевой стороне над основной маркировкой нанести маркировку «АС». Маркировку выполняется клеймением или на фирменной табличке.

1.5.6 Проходные отверстия патрубков корпуса закрыты заглушками в соответствии с указаниями чертежа.

1.6 Упаковка и консервация

1.6.1 Вариант временной противокоррозионной защиты для исполнений клапанов из коррозионной стали ВЗ-0 ГОСТ 9.014-78 ; для исполнений клапанов из углеродистой стали ВЗ-1 ГОСТ 9.014-78. Вариант внутренней упаковки ВУ-1 ГОСТ 9.014-78.

1.6.2 Клапаны упакованы в тару завода-изготовителя или в контейнеры. Клапаны могут транспортироваться без упаковки в тару или в контейнеры при этом установка клапанов на транспортные средства должна исключать возможность ударов друг о друга,

внутренние поверхности должны быть предохранены от загрязнений, а привалочные поверхности от повреждений. Затвор закрыт, золотник в крайнем нижнем положении.

Вариант внутренней упаковки: ВУ-9 по ГОСТ 9.014-78.

2 ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПО НАЗНАЧЕНИЮ

2.1 Эксплуатационные ограничения.

2.1.1 Срок службы клапана и безотказность действия обеспечиваются при соблюдении требований настоящих РЭ.

2.1.2 Гарантийные обязательства завода-изготовителя клапана изложены в разделе 7 настоящих РЭ и в паспорте на клапан.

2.1.3 В процессе эксплуатации необходимо вести учет наработки в циклах. Цикл — перемещение запирающего элемента (золотника) из исходного положения «закрыто» в противоположное и обратно.

2.1.4 При разборке и сборке клапана должны быть приняты меры по обеспечению чистоты рабочего места, независимо от того, снимается клапан с трубопровода или нет.

Возможность загрязнения и попадания посторонних предметов во внутренние полости клапана при разборке и сборке должна быть исключена.

2.1.5 Рабочая среда, проходящая через клапан, должна соответствовать стандарту или техническим условиям на нее.

2.1.6 В процессе эксплуатации затвор клапана должен быть полностью открыт или закрыт. Использовать клапаны в качестве регулирующих устройств не допускается.

2.2 Подготовка клапана к использованию

2.2.1 Транспортирование клапана к месту монтажа должно производиться в упаковке завода-изготовителя; проходные отверстия корпуса должны быть закрыты заглушками.

2.2.2 Снимать заглушки разрешается только непосредственно перед установкой клапана на трубопровод.

2.2.3 Перед вводом в эксплуатацию клапана, подвергнутого консервации для длительного хранения, произвести его расконсервацию.

2.2.4 При установке клапана на трубопровод необходимо, чтобы ответные детали трубопровода были выполнены без перекосов.

ВНИМАНИЕ! Приварку клапанов к трубопроводу (для исп. под приварку) производить при полностью поднятом золотнике.

2.2.5 Для удобства обслуживания должен быть обеспечен доступ к клапану.

2.2.6 Для своевременного выявления и устранения неисправностей клапан подвергается осмот ру и проверке перед монтажом на трубопроводе.

2.2.7 При монтаже запрещается: пользоваться ключами с удлиненными рукоятками и другими приспособлениями, кроме предусмотренных, для данного изделия и класть на арматуру отдельные детали, монтажный инструмент и посторонние предметы.

2.2.8 Перед монтажом клапана в систему проверить:

• состояние упаковки клапана и наличие эксплуатационной документации;
• наличие маркировки;
• наличие заглушек на патрубках;
• отсутствие дефектов, нарушающих товарный вид клапана;
• состояние внутренних полостей клапана, доступных для визуального осмотра.

2.2.9 При монтаже запрещается устранять перекосы трубопроводов за счет натяга (деформации) патрубков клапана.

2.2.10 Перед пуском системы непосредственно после монтажа клапан должен быть открыт и должна быть произведена тщательная промывка сис темы трубопроводов.

2.2.11 Перед сдачей системы заказчику проверить работоспособность клапана без давления рабочей среды в трубопроводе.

2.3 Использование клапана

2.3.1 Клапан должен использоваться строго по назначению в соответствии с указаниями технической документации.

2.3.2 Перечень возможных неисправностей и способы их устранения приведены ниже.

2.4 Меры безопасности

2.4.1 Требования безопасности — по ГОСТ 12.2063-2015, ГОСТ 32569-2013, соответствии с Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств» угв. приказом Ростехнадзора от 11.03.2013 №96 с изменением Приказ № 480 от 26.11.2015 Зарегистрировано в Минюсте РФ 18.02.2016 ., регистрационный № 41130;

Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Правила безопасности химически опасных производственных объектов» утв. приказом Ростехнадзора от 21.11.2013 №559;

Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Требования к производству сварочных работ на опасных производственных объектах» , утв. Ростехнадзором 14.03.2014 №102;

Федеральныыми нормами и правилами в области промышленной безопасности «Правила безопасности производств хлора и хлорсодержащих сред», утв. приказом Ростехнадзора от 20.11.2013 №554;

Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением» от 25.03.2014 №116;

Техническим регламентом Таможенного союза «О безопасности оборудования, работающего под избыточным давлением» (ТР ТС 032/2013), принят решением Совета Евразийской экономической комиссии от 02.07.2013 №41:

Техническим регламентом Таможенного союза «О безопасности машин и оборудования» (ТР ТС 010/2011), принят решением Комиссии Таможенного союза от 18.10.2011 №823;

Руководством по безопасности. «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов» от 27.12.2012 №784

2.4.2 При эксплуатации клапанов при температуре на органе ручного управления свыше 40“ С следует пользоваться защитными рукавицами.

Вблизи органа ручного управления должна быть табличка с предупреждающей надписью «Работа без защитных средств для рук не допускается».

2.4.3 Подтяжку сальника допускается производить без снятия давления в трубопроводе.

2.4.4 Эксплуатация клапана должна осуществляться после ознакомления обслуживающего персонала с руководством по эксплуатации и при наличии инструкции по технике безопасности, утвержденной руководителем предприятия, эксплуатирующего клапан.

3 ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ

3.1 Общие указания

3.1.1 Виды, объемы и периодичность технического обслуживания.

Во время эксплуатации следует производить профилактическое обслуживание клапана в сроки, установленные графиком в зависимости от режима работы системы, но не реже одного раза в 6 месяцев. Осмотры и проверки проводит персонал, обслуживающий системы (агрегат).

3.1.2 При профилактическом обслуживании следует осмотреть и очистить наружные поверхности клапанов от загрязнений, убедиться в отсутствии механических повреждений и сохранении плавности хода открытием и закрытием клапана.

3.2 Меры безопасности

3.2.1 Для обеспечения безопасной работы:

снимать клапан с трубопровода, производить разборку клапана и работы по устранению неисправностей при наличии в клапане рабочей среды — КАТЕГОРИЧЕСКИ ЗАПРЕЩАЕТСЯ.

3.2.2 Обслуживающий персонал, производящий работы с клапаном, а также консервацию и расконсервацию, должен иметь индивидуальные средства защиты (очки, рукавицы, спецодежду и т.д.) и соблюдать требования безопасности.

4 ТЕКУЩИЙ РЕМОНТ

4.1 Текущий ремонт изделия.

4.1.1 Текущий ремонт изделия производить для устранения неисправностей, приведенных таблице 2.

4.2 Порядок разборки и сборки.

4.2.1 При разборке и сборке клапана обязательно:

• выполнять правила безопасности, изложенные в настоящем РЭ;
• предохранять резьбовые и уплотнительные поверхности от повреждения:
• исключить попадание посторонних предметов и грязи во внутренние полости арматуры трубопровода;
• производить разборку и сборку только штатным инструментом.

4.2.2 Полную разборку клапанов (рисунок 1) производить в следующем порядке:

• открыть клапан;
• отвернуть гайку 9, снять шайбу 10, и маховик (рукоятку) 8;
• вывернуть крышку 5 из корпуса 1, вынуть прокладку 3;
• отвернуть гайку 6, вывернуть втулку 7;
• вынуть шпиндель 4;
• извлечь кольца 11, 12 и крышку 5;
• выбить штифты 13, снять золотник 2;

4.2.3 Полную разборку клапанов (рисунок 2) производить в следующем порядке:

• от крыть клапан;
• отвернуть гайку 9, снять шайбу 10, и маховик 8:
• отвернуть гайку 6;
• отвернуть гайку 12, снять фланец 14;
• извлечь крышку 5, с втулкой 7 , шпинделем 4, кольцами 11 из корпуса I;
• вывернуть втулку 7;
• вынуть шпиндель 4;
• извлечь кольца 11 из крышки 5;
• удалить раскернение и вывернуть втулку 15, снять золотник 2.

Причины неисправности клапанов. Таблица 1

4.2.6 Перед сборкой очистить все детали от загрязнения, нанести смазку на детали и места трения в соответствии с таблицей 2.

Уплотнительные поверхности промыть бензином или уайт-спиритом и насухо протереть.

Смазка. Таблица 2

4.2.7 Полную сборку клапанов (рисунок 1) производите в следующем порядке:

• вложить прокладку 3 в корпус 1;
• вставить шпиндель 4 в золотник 2; вставить штифты 13 и развальцевать их;
• вставить кольца 11,12 в крышку 5; ввернуть втулку 7;
• вставить-взернугь шпиндель 4 в крышку 5 и втулку 7, навернул гайку 6;
• ввернуть крышку 5 в корпус I;
• установить маховик 8, положить шайбу 10 и завернуть гайку 9;
• стопорение гайкой 6 производить после обеспечения герметичности сальника по 4.3.1;
• провести испытания но п. 4.3.

4.2.8 Полную сборку клапанов (рисунок 2) производите в следующем порядке:

• вложить прокладку 3 в корпус 1;
• вставить шпиндель 4 в золотник 2. ввернуть втулку 15 и закернить ее в шлиц в 2-х точках;
• вставить кольца 11 в крышку 5; ввернуть втулку 7;
• вставнть-ввернугь шпиндель 4 в крышку 5 и втулку 7 и установить сборку в корпус 1; -установить фланец 14 на шпильки 13. завернуть тайки 12;
• закрутить гайку 6;
• установить маховик 8, положить шайбу 10 и завернуть тайку 9;
• стопорение гайкой 6 производить после обеспечения герметичности сальника по 4.3.1;
• провести испытания по п. 4.3.

4.3 После сборки клапан подвергнуть испытаниям:

• на герметичность прокладочного соединения и сальникового уплотнения -на герметичность затвора;
• на работоспособность.

4.3.1 Испытание на герметичность прокладочных соединений и сальникового уплотнения для жидких сред, не относящихся к опасным веществам производить подачей воды давлением, для газообразных сред и жидких, относящихся к опасным веществам подачей воздуха давлением 0,6 МПа (кгс/см2) при приемо-сдаточных испьгганиях.

При испытании сальникового уплотнения произвести трехкратный подъем и опускание золотника на весь рабочий ход.

Время выдержки при установившемся давлении — не менее 3 мин.

Контроль при испытаниях водой — визуальный, при испытании воздухом — обмыливаиием мест соединений или погружении в емкость с водой до фланца втулки сальниковой.

Протечки не допускаются.

4.3.2 Испытания на герметичность в затворе для жидких сред, не относящихся к опасным веществам, производить подачей воды под золотник для газообразных сред и жидких сред, относящихся к опасным веществам, подачей воздуха давлением 0.6 МПа (6кгс/см2), затвор закрыт полностью необходимым крутящим моментом.

Время выдержки при установившемся давлении — нс менее 3 мин.

Контроль герметичности при испытаниях производить путем отвода из испытуемой полости резиновой трубки диаметром 6… 10 мм, опущенной в мерный цилиндр при испытании водой или в колбу с водой, при испытании воздухом на глубину не более 10 мм.

Нормы герметичности в затворе — по классу А ГОСТ 9544-2015.

4.3.3 Испытание на работоспособность

Испытание на работоспособность следует производить в статике путем наработки 5 циклов без подачи среды в клапан.

Подвижные части клапанов должны перемещаться плавно, без рывков и заеданий.

Испытания на работоспособность допускается совмещать с испытаниями по 4.3.1 и 4.3.2.

4.3.4 Среды, применяемые при испытаниях, должны соответствовать стандартам или техническим условиям, действующим на предприятии, производящем испытания, или местах эксплуатации

4..3.5 Средства измерения и контроля, стенды и испытательные среда, используемые при испытаниях. должны соответствовать паспортам или другим техническим документам, содержащим основные параметры этого оборудования и иметь поверочное клеймо или свидетельство, удостоверяющее соответствие установленному уровню точности.

Очистку и промывку стендов производить по инструкции завода, производящего испытания.

Манометры, применяемые при испытаниях, должны быть с действующим сроком гюперки. Класс точности манометров не ниже 1,5.

5 ХРАНЕНИЕ И ТРАНСПОРТИРОВАНИЕ

5.1 Хранение клапана на местах эксплуатации производить в упаковке предприятия- изготовителя.

Условия транспортирования и хранения 6(ОЖ2) по ГОСТ 15150-69.

5.2 При установке клапана на длительное хранение, необходимо соблюдать следующие требования:

— клапан должен храниться в условиях, гарантирующих от повреждения и загрязнения;

— проходные отверстия должны быть закрыты заглушками;

— периодический осмотр — не реже I раза в 6 месяцев.

5.3 При нарушении условий хранения необходимо провести проверку целостности консервации должна . При нарушении консервации должна быть проведена повторная консервация с составлением акта.

5.4 Дата консервации и упаковки, срок действия консервации и хранения указан в паспорте на изделие.

5.5 Транспортирование клапана может производиться любым видом транспорта с обязательным соблюдением следующих требований:

• клапан должен быть закреплен внутри ящика;
• при погрузке и разгрузке не допускается бросать и кантовать ящики;
• при перевозке ящики должны быть закреплены от перемещений.

5.6 Клапаны могут транспортироваться без упаковки в тару и контейнеры. При этом установка клапанов на транспортные средства должна исключать возможность удара друг о друга, внутренние поверхности должны быть предохранены от загрязнения.

5.7 Транспортная маркировка — по ГОСТ 14192-96.  Манипуляционный знак — «Верх».

6 УТИЛИЗАЦИЯ

6.1 Утилизация клапанов в соответствии с правилами, действующими на эксплуатирующем предприятии.

7 ГАРАНТИИ ИЗГОТОВИТЕЛЯ

7.1 Предприятие-изготовитель гарантирует соответствие клапанов требованиям настоящих РЭ при соблюдении потребителем условий эксплуатации, транспортирования и хранения и технического обслуживания.

7.2 Гарантийный срок эксплуатации клапанов — 12 месяцев со дня ввода в эксплуатацию, но не более 18 месяцев со дня отгрузки потребителю.

При поставке на АЭС гарантийный срок эксплуатации — 24 (двадцать четыре) месяца с даты подписания Акта ввода в эксплуатацию энергоблоков.

7.3 Гарантийная наработка — 1800 циклов в пределах гарантийного срока эксплуатации для уплотнения в затворе металл-металл; 2700 циклов в пределах гарантийного срока эксплуатации для уплотнения в затворе металл-фторопласт.

7.4 В случае обнаружения потребителем в течение гарантийною срока (до выработки гарантийной наработки) дефектов Изготовитель безвозмездно ремонтирует или заменяет изделие. Дата поставки определяется по товарной накладной Изготовителя.

7.5 Изготовигель не несет гарантийных обязательств в пределах гарантийного срока (гарантийной наработки) в следующих случаях:

1. Эксплуатации изделия на средах, не указанных в паспорте, или изменения параметров применения (температура, давление), без согласования с Изготовителем;
2. Повреждения изделия вследствие несоблюдении зребований к транспортированию, хранению, монгажу и эксплуатации;
3. Разборки изделия Потребителем без разрешения Изготовителя.

Настоящая инструкция создана в первую очередь к изделиям:

15с65нж, 15с65п, 15нж65нж, 15нж65п

Трубопроводная арматура, к которой относятся клапаны, вентили, задвижки и краны – это наиболее ответственный компонент в любом бытовом и промышленном трубопроводе. Именно от функциональных возможностей этой продукции и ее надежности, зависит исправность работы трубопроводов. Особенно это актуально для транспортной инфраструктуры, по которой транспортируется горючие, легковоспламеняющиеся, а также химически агрессивные вещества (например: нефть, газ, бензин, щелочи и кислоты). О надежности и качестве трубопроводной арматуры может сказать наличие у производителя документа, подтверждающего ее качество — сертификата или декларации соответствия.

Какая запорная арматура подлежит сертификации?

Стоит отметить, что трубопроводная арматура не подлежит обязательной сертификации. Данная продукция подлежит декларированию соответствия требованиям технического регламента Таможенного Союза.

Наличие у производителя декларации соответствия – это обязательное условие для выпуска и реализации такой продукции на различных рынках сбыта.

Также нужно отметить, что трубопроводная арматура подпадает под действие сразу двух Технических регламентов Таможенного союза в зависимости от  того, в каких трубопроводах она используется, и какие функции выполняет.

Так, декларирование соответствия требованиям ТР ТС 010-2011 «О безопасности машин и оборудования» необходимо для производства и дальнейшей реализации трубопроводной арматуры, изготовленной из таких материалов, как:

• Сталь;
• Серый чугун;
• Ковкий чугун;
• Цветные металлы и их сплавы;
• Неметаллические материалы.

Декларирование соответствия требованиям ТР ТС 016-2011 «О безопасности аппаратов, работающих на газообразном топливе» требуется на газорегулирующую и запорно-предохранительную арматуру, к которой относят:

• Регуляторы давления;
• Краны;
• Автоматические отсеичные клапаны;
• Механические термостаты;
• Термоэлектриеские устройства, контролирующие пламя.

Как оформляется декларация соответствия?

Список документов для оформления декларации на трубопроводную арматуру:

• Копии уставных документов заявителя;
• Конструкторская документация;
• Инструкцию, в которой подробно описан процесс монтажа и эксплуатации оборудования, который гарантирует безопасность персонала, работающего с ней;
• Контракт на поставку арматуры, в случае оформления разрешительных документов на продукцию иностранного производства.

Специалисты всероссийского центра сертификации ЛСМ помогут в оформлении декларации соответствия на указанную продукцию в кратчайшие сроки, а так же, окажут консультационную поддержку производителям и поставщикам трубопроводной арматуры на территории Российской Федерации.

Документация для эксплуатации запорной арматуры

Инструкции (РЭ по эксплуатации)

Руководство по эксплуатации

Эксплуатация дисковых затворов и других видов запорной арматуры

Чтобы продлить срок службы запорной арматуры, требуется её регулярная проверка. Согласно регламенту ревизия запорной арматуры требуется не реже, чем раз в год. Для дисковых затворов большого номинального диаметра (от 400 мм и больше), установленных в трубопроводы с повышенным рабочим давлением, желательна проверка с частотой раз в полгода.

Инструкции и руководства по эксплуатации запорной арматуры, в целом, и дисковых затворов – в частности включают в себя допустимые характеристики трубопровода и рабочей среды, при которых срок службы запорной арматуры максимален. Но, поскольку давление в трубопроводах может существенно меняться в очень сжатые сроки (гидроудары) даже затворы серий «Эксклюзив» и «Эксклюзив-М» с повышенной прочностью, нуждаются, как минимум, в визуальной проверке.

Согласно регламенту, который описан в руководстве по эксплуатации, в ходе визуальной проверки нужно:

• Оценить герметичность фланцевого соединения. • Оценить герметичность осевого узла уплотнения. • Установить наличие внешних повреждений фланцевого соединения и корпуса (для моделей с разъемным корпусом отдельно проверяется плотность соединения верхней и нижней половин).

• Определить, герметичен ли узел «вкладыш-корпус».

На втором этапе визуальной проверки основное внимание уделяется состоянию диска, запирающего трубопровод.

Индикатором повреждения или неправильной настройки регулировочных болтов (в варианте с электроприводом – блока концевых выключателей) может служит обнаруженный факт недозакрытия/недооткрытия затвора.

Кроме того, невозможность полностью открыть затвор может говорить и о повреждениях рабочей кромки диска или частичном разрушении вкладыша.

Если ревизия запорной арматуры показала, что вкладыш разрушен, диск поврежден или узлы уплотнения негерметичны, для восстановления работоспособности затвора можно использовать ремонтные комплекты.

Ремонт запорной арматуры

Ремонт, равно как и установка/демонтаж дискового затвора или другого вида арматуры, несложен.

Однако и здесь возможны ошибки – особенно в случаях, когда монтажник ранее не сталкивался с работой по установке, сборке и разборке запорной арматуры.

Часто узел фланцевого соединения пытаются уплотнить с помощью дополнительных резиновых прокладок или сваркой, чего делать категорически нельзя.

• Компания АРМАТЭК готова обучить монтажников, работающих с запорной арматурой нашего производства и предоставить ремкомплекты для любой модели дискового затвора или других запорных устройств.
• Если обслуживание запорной арматуры производится в соответствие с регламентом, необходимость в использовании ремкомплектов возникает редко – они вряд ли понадобятся ранее, чем через 6-7 лет эксплуатации.
• Источник

Эксплуатация запорной арматуры

Эксплуатация запорной арматуры подразумевает под собой множество операций, обеспечивающих выполнение основных функций системы трубопровода – транспортировку жидкостных и газообразных сред. К таким операциям можно отнести:

• Управление запорной арматурой в ходе работы.
• Техническое обслуживание.
• Контроль за средами.
• Замену запорных устройств, по гарантии, по окончанию паспортного срока эксплуатации или вышедших из строя.
• Входной контроль арматуры, предназначенной для замены неисправной.

Эксплуатация запорной арматуры начинается с правильного монтажа на трубопровод и его подготовки. Для арматуры с Ду выше 500мм необходимы грузоподъемные механизмы-тали, лебедки либо краны. Для трубопровода, на который устанавливается арматура диаметром свыше 500 мм., перед монтажом устанавливаются опоры.

В случае монтажа приварным методом, Все сварные швы проверяются ультразвуком и составляется ведомость всех швов. В случаях резьбового или фланцевого монтажа, качественный монтаж проводится квалифицированными специалистами с использованием профессионального ручного инструмента.

Использование динамометрического ключа во время затягивания шпилек исключает возможность поломки фланцев арматуры и срыва резьбы крепежа. При затяжке запорной арматуры с внешней и внутренней резьбой также осуществляется динамометрическим ключом во избежание поломки резьбового участка. После монтажа проводится пробное тестирование трубопровода на протечки.

Наиболее часто для этих целей используют воду. После завершения тестирования составляется акт с указанием всех выявленных нарушений и после их устранения трубопровод принимается инспектором Ростехнадзора.

На рынке трубопроводной арматуры представлены множество видов устройств различного назначения, наибольший сегмент занимает запорная арматура. Для каждого запорного устройства есть свои условия эксплуатации.

Нельзя выделить какие-то основные условия эксплуатации запорной арматуры, все они являются обязательными их неукоснительное выполнение это необходимость и важное условие надёжной эксплуатации трубопроводов и оборудования.

В случае нарушения паспортных эксплуатационных правил время эффективного использования оборудования может быть снижено, либо может привести к чрезвычайным внештатным ситуациям на участках трубопровода.

Для обеспечения стабильной эксплуатации трубопроводов проектанты изначально рассчитывают конфигурацию трубопровода с узлами управления потоками, защитными и предохранительными устройствами. Особенность запорной арматуры – эксплуатация ведётся только в двух рабочих положения «закрыто» и «открыто», и недопустимо с её помощью выполнять регулировку потоков. По функционалу и конструкции выделяются основные типы запорной арматуры:

• Задвижки клиновые с выдвижным шпинделем. Клиновая задвижка имеет клиновой затвор, на котором уплотнительные поверхности расположены под углом друг к другу. Клин может быть цельным жестким, цельным упругим или составным двухдисковым.
• Клапаны запорные игольчатые. Выполняет те же функции, что и клапан запорный сальниковый, за исключением того, что игла перекрывает поток среды. И работает только в положение «закрыто» и «открыто». Нельзя использовать данный клапан для частичного перекрытия потока.
• Задвижка поворотная дисковая. Задвижками называются конструкции арматуры с затвором в виде диска, перемещающимся вдоль уплотнительных колец седла корпуса перпендикулярно оси потока среды.
• Шаровые краны запорные. Кранами называются конструкции арматуры с затвором в форме шара, поворачивающимся вокруг оси, перпендикулярной оси потока среды.

Все основные требования по эксплуатации запорной арматуры Вы можете прочитать в инструкции по эксплуатации или в паспорте изделия.

Источник

Требования к запорной арматуре

Содержание статьи

Запорная арматура составляет более 80% всех устройств, объединённых понятием «трубопроводная арматура». Предназначена она для перекрытия потока рабочей среды трубопровода. Это краны, вентили, клапаны, задвижки и заслонки.

Используется запорная арматура на магистралях самого разного предназначения. Соответственно, и требования к ней могут выдвигаться самые разные: от общих, до специальных, отвечающим особым условиям эксплуатации.

В этой статье мы рассмотрим требования к запорной арматуре, сформулированные в различных нормативных документах. А также выясним, какие проводятся испытания трубопроводной арматуры для подтверждения её соответствия этим требованиям.

Основные требования

Независимо от типа и предназначения конкретного изделия, к запорной арматуры выдвигаются следующие общие требования:

• Минимальный срок эксплуатации должен составлять 25-30 лет;
• Минимальный ресурс — 1000 циклов без снижения класса герметичности;
• Усилие для привода механизма запорной арматуры не должно быть больше 300 Н/м (арматура камерной установки), и 250 Н/м (арматура бескамерной установки);
• Герметичность арматуры должна обеспечиваться с обеих сторон присоединения;
• Присоединительные размеры должны соответствовать принятым в Российской Федерации размерам труб, резьбовых и фланцевых соединений;
• Устанавливаемая на трубопроводах запорная арматура должна иметь указатель направления движения потока рабочей среды, а также указатели положений «ОТКРЫТО» и «ЗАКРЫТО».

Общие требования безопасности

Общие требования безопасности трубопроводной арматуры изложены в ГОСТ Р 53672-2009. В части 6.3 этого документа сказано, что требования, предъявляемые к запорной арматуре, конкретизированы в зависимости от типа арматуры. Стандарты на клапаны изложены в ГОСТ 5761; дисковые затворы — ГОСТ Р 53673; задвижки — ГОСТ 5762, а краны должны соответствовать требованиям стандарта ГОСТ 21345.

Нормы и классы герметичности (А – В(В1) – С(С1)) указаны в ГОСТ 9544, а зависят от типа и давления рабочей среды.

ГОСТ Р 53672-2009 содержит требования к материалам, из которых изготавливается арматура; к её маркировке и эксплуатационной документации; а также требования безопасности при изготовлении, включении эксплуатации и ремонте трубопроводной арматуры.

Требования к маркировке трубопроводной арматуры

Часть 6.6 ГОСТ Р 53672-2009 формулирует требования к маркировке трубопроводной арматуры. Она должна быть нестираемой, и хорошо различаться. К обязательным обозначениям относятся следующие данные:

• Наименование производителя (или его торговый знак);
• Материал, из которого изготовлен корпус;
• Для арматуры с регламентированным направлением рабочей среды — стрелка, указывающая это направление;
• Значения PN, Pp, P при максимальной температуре рабочей среды (давление номинальное/рабочее/расчетное);
• Значение DN (номинальный диаметр);
• Для арматуры с маркировкой Pp должна быть указана максимальная температура рабочей среды.

  Резиновые прокладки для запорной арматуры

Требования к запорной арматуре тепловых сетей

На тепловых сетях запорная арматура устанавливается:

• На всех выводах ТС от источника тепловой энергии, вне зависимости от диаметра магистрали и вида теплоносителя;
• На трубопроводах диаметром от 100 мм на расстоянии максимум 1000 метров друг от друга (водяные теплосети);
• В узлах ответвлений трубопроводов диаметром от 100 мм паровых и водяных тепловых сетей.

Требования к запорной арматуре тепловых сетей регламентируют материалы, из которых должны быть изготовлены те или иные устройства, устанавливаемые в определённых местах магистрали. Так, на выводе сети от источника тепла, на самой тепловой сети и на вводе в Центральные тепловые пункты должна устанавливаться только арматура из стали.

Не разрешено устанавливать запорную арматуру из серого чугуна на трубопроводах тепловых сетей в регионах с температурой воздуха ниже -10°С (кроме ТП и сетей горячего водоснабжения).

Разрешается использовать арматуру из бронзы и латуни на трубопроводах тепловых сетей, если температура рабочей среды (горячая вода) не превышает 200°С.

Требования к запорной арматуре, устанавливаемой на газопроводе

Требования к устанавливаемой на газопроводах запорной арматуре обусловлены особенностями и характеристиками транспортируемой по ним рабочей среды. Давление газа на магистральном газопроводе может достигать 100 кгс/см2, а температура на выходе из компрессорной станции — 120°С.

В составе газа имеются компоненты, способные вызывать коррозию металла, к таким относятся, например, сероводород и углекислый газ. Кроме того, в тех или иных пропорциях, в газе могут содержаться конденсированная вода, метанол, диэтиленгликоль, газовый конденсат, механические примеси.

Таким образом, к устанавливаемой на газопроводах арматуре выдвигаются следующие требования:

• Минимальное гидравлическое сопротивление;
• Герметичное отключение определённого участка, аппарата или сосуда от основного трубопровода, для безопасности проведения ремонтных работ;
• Соединения арматуры с трубопроводом, разъёмы корпуса и уплотнения должны быть полностью герметичны;
• Конструкция арматуры должна обеспечивать удобное обслуживание быстрое открытие/закрытие, а требуемое для этого усилие при ручном управлении не должно превышать допустимых значений;
• Диаметр запорной арматуры должен соответствовать диаметру трубопровода, для беспрепятственного прохода продувочных шаров и очистных ершей.

К арматуре, устанавливаемой на газо- и нефтепроводах, выдвигаются и требования по огнестойкости. Пожаробезопасность арматуры обеспечивается применением в её конструкции огнестойких материалов, герметичностью и специальными испытаниями на огнестойкость (ГОСТ Р 53672-2009, часть 4.3.3).

Испытания арматуры на соответствие требованиям по огнестойкости проводятся в т.н. «целлюлозном режиме», максимально соответствующем температурному режиму реального пожара. Условия такого режима горения определены ГОСТ 30247.0-94.

Методы контроля и испытания трубопроводной арматуры

Испытания арматуры на соответствие требованиям проводятся в испытательных лабораториях трубопроводной арматуры. Для этого используются испытательные стенды. Различные испытательные стенды трубопроводной арматуры используются для проверки соответствия тех или иных характеристик.

Так, стенд гидравлических испытаний трубопроводной арматуры применяется для испытания следующих характеристик:

• Плотность и прочность материала работающей под давлением арматуры и сварных швов;
• Прочность изделия в сборе;
• Герметичность.

В испытательной лаборатории трубопроводной арматуры используются также стенды горячих испытаний, искусственного климата, стенд определения гидравлических характеристик, вакуумный и пневматический стенды.

По результатам испытания трубопроводной арматуры оформляются соответствующие документы:

• Журнал испытаний трубопроводной арматуры;
• Протокол испытаний;
• Акт испытаний трубопроводной арматуры.

Образцы Акта испытаний трубопроводной арматуры и других документов приведены ниже:

• Рекомендуемая форма (образец) Акта испытаний трубопроводной арматуры

Эксплуатация и ремонт запорной арматуры

ВВЕДЕНИЕ

Общие сведения о запорной арматуре

Трубопроводная арматура представляет собой приспособления, которые монтируются на трубопроводах, котлах, резервуарах и других устройствах, находящихся под давлением, для включения и отключения отдельных участков трубопровода, регулирования расхода и давления среды, указания и регулирования уровней жидкостей, изменения направления движения транспортируемой по трубопроводам среды и т. д. Наиболее распространенный вид арматуры — запорная.

К запорной трубопроводной арматуре  относятся устройства, предназначенные для отключения одной части трубопровода от другой, включения и отключения технологических установок и сосудов.

Требования, предъявляемые к запорной арматуре

К особенностям запорной арматуры устанавливаемой на магистральных газопроводах относятся высокое давление транспортируемого газа (до 100 кгс/см2), высокая температура газа на выходе из компрессорной станции (до 120 0С), наличие в составе газа компонентов, вызывающих коррозию металла (углекислый газ, сероводород), наличие газового конденсата (до 1000 г/м3), сконденсированной минерализованной воды, метанола, диэтиленгликоля и механических примесей (до 50 г/1000 м3) с максимальной величиной частицы до 1 мм. В связи с этим к запорной арматуре магистральных газопроводов предъявляются следующие требования:

1. запорная арматура должна обеспечивать герметичное отклю¬чение дефектного участка газопровода, сосуда или аппарата от технологических трубопроводов во избежание поступления к месту ремонтных работ газа, который может загореться, взорваться или вызвать отравление персонала;
2. запорная арматура должна иметь хорошую герметичность относительно окружающей среды (в соединениях с трубопроводом, разъемах корпуса и через уплотнения полуосей затвора арматуры не должно быть утечек);
3. конструкция запорной арматуры должна обеспечивать удобство ее обслуживания и ремонта, быстрое открытие и закрытие;
4. при ручном управлении запорной арматурой усилия не должны превышать допустимых нормами величин;
5. для обеспечения прохода очистных ершей и продувочных шаров в период эксплуатации газопровода диаметр запорного устройства должен соответствовать диаметру трубопровода, к которому оно подсоединено;
6. запорная арматура должна обеспечивать минимальное гидравлическое сопротивление;
7. запорная арматура длительное время должна сохранять герметичность и работоспособность.

• Название: Эксплуатация и ремонт запорной арматуры
• Издательство: Волгоградский колледж газа и нефти
• Год: 2005
• Страниц:
• Формат: .pdf
• Размер: 360кБ
• Качество: Отличное
• Серия или Выпуск:——

Скачать БЕСПЛАТНО Эксплуатация и ремонт запорной арматуры

Внимание! У Вас нет прав для просмотра скрытого текста.

Прежде чем задать вопрос прочитайте: FAQ

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.

Таблица 3.2.1

Возможные неисправности запорных вентилей и задвижек и способы их устранения

Общие технические требования к трубопроводной арматуре, поставляемой на объекты ОАО «Газпром»

• ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»
• Ассоциация
  «Высоконадежный трубопроводный транспорт»
• Закрытое акционерное
  общество «Научно-производственная фирма
• «Центральное
  конструкторское бюро арматуростроения»
• Дочернее открытое
  акционерное общество «Оргэнергогаз»
• Общество с ограниченной
  ответственностью
• «Информационно-рекламный
  центр газовой промышленности»
• СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ
• ДОКУМЕНТЫ НОРМАТИВНЫЕ ДЛЯ
  ПРОЕКТИРОВАНИЯ, СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ ОАО «ГАЗПРОМ»
• ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ
  К ТРУБОПРОВОДНОЙ АРМАТУРЕ, ПОСТАВЛЯЕМОЙ НА ОБЪЕКТЫ ОАО «ГАЗПРОМ»
• СТО Газпром 2-4.1-212-2008
• Дата введения — 2008-06-14
• Содержание
• Предисловие
• 1 РАЗРАБОТАН Ассоциацией
  «Высоконадежный трубопроводный транспорт», ЗАО «Научно-производственная
  фирма «Центральное конструкторское бюро арматуростроения», ДОАО
  «Оргэнергогаз»
• 2 ВНЕСЕН Управлением
  по транспортировке газа и газового конденсата Департамента по транспортировке,
  подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром»

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В
ДЕЙСТВИЕ Распоряжением ОАО «Газпром» от 30 ноября 2007 г. № 426 с 14
июня 2008 г.

4 ВЗАМЕН ОТС ЗРА-98
«Общая техническая спецификация. Запорно-регулирующая арматура»

1 Область применения

Настоящий
Стандарт устанавливает общие требования к трубопроводной арматуре при ее
проектировании, изготовлении, приемке, испытаниях, транспортировке и хранении.

Настоящий
Стандарт распространяется на запорную, регулирующую, предохранительную и
обратную арматуру с номинальными диаметрами от 50 до 1400 мм, на номинальные
давления по ГОСТ
26349-84: 1,0 (10); 1,6 (16); 2,5 (25); 4,0 (40); 6,3 (63); 8,0 (80); 10,0
(100); 12,5 (125); 16,0 (160); 20,0 (200); 25,0 (250); 32,0 (320); 40,0 (400)
МПа (кгс/см2), с защитным покрытием нормального и усиленного типа,
предназначенную для использования на трубопроводах, емкостях и другом
оборудовании промысловых и газосборных пунктов, газоперерабатывающих заводов,
подземных хранилищ газа, линейной части магистральных газопроводов,
технологических обвязок компрессорных, дожимных, газораспределительных и
газоизмерительных станций ОАО «Газпром».

2 Нормативные ссылки

В настоящем
Стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ
9.602-2005 Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения
подземные. Общие требования к защите от коррозии

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ.

1. Данная инструкция применяется совместно с Инструкцией завода-изготовителя.

2. Конструктивно краны состоят из следующих основных узлов: корпуса с шаровым затвором, привода и системы управления.

3. У кранов подземного исполнения дополнительно имеется колонна со шпинделем-удлинителем.

4. Герметичность кранов обеспечивается за счет уплотнительных седел, которые расположены между корпусом  кранов и их шаровым  затвором.

5. На кранах, шаровые затворы которых вращаются на опорах, уплотнительные кольца (седла) прижимаются к шаровому затвору давлением газа, пружинами.

6. 
   

7. У кранов, шаровые затворы которых вращаются на опорах, для сброса давления газа из корпуса кранов, а так же для   контроля   герметичности   кранов  по  седлам в верхней части корпусов есть отверстие декомпрессии.  В нижней части   корпусов   кранов есть отверстие для дренажа влаги и конденсата. Проверка герметичности у этих кранов производится открытием   декомпрессионного    устройства     после проверки положения крана сначала с помощью газа, а затем с помощью   ручного насоса: до резкого возрастания усилия  на  ручке   насоса.  В случае   не герметичности крана производится набивка уплотнительной пасты в седло крана со стороны высокого давления.   При   достижении полной  герметичности для повышения надежности закрытия крана уплотнительная паста набивается и во второе седло со стороны низкого давления.  В целях  контроля  степени  герметичности крана и предотвращения прорыва газа через седло со стороны низкого давления  дренажное  и    декомпрессионное устройство в течение всего времени проведения огневых или газоопасных работ необходимо держать полностью открытыми. При  этом отвод газа  должен    производиться в сторону с учетом направления ветра: техника и работники должны находиться с наветренной стороны.

8. На кранах с плавающим затвором затворы (пробки) прижимаются к уплотнительным кольцам  (седлам).

9.  В случае   не герметичности  таких кранов набивка уплотнительной пасты производится в седло крана со стороны низкого давления.

 ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ РАБОТ НА  ЗАПОРНЫХ КРАНАХ 

1. К работам на  запорных кранах допускаются лица, прошедшие проверку знаний в объёме настоящей инструкции, сдавшие экзамен по ТБ и ПТЭ магистральных газопроводов и освоившие инструкцию по эксплуатации шаровых кранов.

2. Перестановка кранов должна производиться строго по разрешению руководства ЛПУ (КС). Ревизия и  ремонт запорной арматуры установленной на газовых коммуникациях производится без оформления наряда-допуска, но с обязательной регистрацией в Журнале регистрации газоопасных работ проводимых без оформления наряда-допуска» (разгерметизация газовых коммуникаций).

3. При проведении работ пользоваться инструментом, указанным в инструкции по эксплуатации для соответствующего типа кранов.

4. Работы на кранах производить со специальных площадок для обслуживания или лестниц.

5. Запрещается при работах на кранах использовать газовые или масляные трубы в качестве опор или страховочных элементов.

6. При демонтаже-монтаже приводов гидробаллонов и гидроцилиндров пользоваться специальной подъёмной техникой и приспособлениями.

7. Все работы по демонтажу отдельных узлов и деталей кранов производить предварительно убедившись в отсутствии давления газа в соответствующих местах.

8. При проведении работ по заправке и дозаправке гидросистем кранов необходимо удалять масло с поверхности привода и корпуса крана.

9. Дренаж влаги и конденсата из корпуса крана подземного использования производить после предварительного стравливания давления через декомпрессионное устройство.

10. Сброс давления из системы управления, корпуса крана, а также дренирование влаги и конденсата производить осторожно, в направлении, безопасном для обслуживающего персонала.

11. Запрещается производить перестановку кранов с помощью энергии давления кислорода.

12. Запрещается вскрытие крышек конечных выключателей на кранах, имеющих дистанционное управление, без снятия напряжения с питающей электролинии.

13. Запрещается производить профилактические работы, стравливать газ, производить перестановку крана во время грозы.

14. При перемерзании затворов крана, узла управления, импульсных трубок обогрев производить разогретым воздухом, паром или электроТЭНами во взрывозащищённом исполнении, запрещается применять для этих целей горелки открытого пламени.

15. При работах с электроприводом крана следует пользоваться общими положениями инструкций по ТБ при обслуживании электрооборудования под высоким напряжением. Работы с электроприводом следует проводить в присутствии дежурного электрика.           

1. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ИСКЛЮЧЕНИЮ СЛУЧАЕВ САМОПРОИЗВОЛЬНОЙ

   ИЛИ ОШИБОЧНОЙ ПЕРЕСТАНОВКИ ЗАПОРНЫХ КРАНОВ

1. Перекрыть запорные устройства (вентили, задвижки, краны) на линиях отбора импульсного газа для питания узла  управления краном.

2. Сбросить давление из системы управления краном через  предназначенное для этой цели специальное декомпрессионное устройство.

3. Отсоединить импульсные трубки, идущие на гидробаллоны открытия и закрытия.

4. Отключить электропитание электропневматических клапанов системы управления краном на ГЩУ КС.

5. На ГЩУ КС на ключах управления соответствующих кранов вывесить таблички: «Не включать, работают люди!».

6. На кранах, где это предусмотрено конструкцией, дополнительно отключить электропитание электропневматических клапанов по месту установки крана с помощью специального ключа. После отключения электропитания на узле управления краном вывешивается табличка: «Не включать, работают люди!».

7. Отсоединить трубки импульсного газа от узла управления краном.

8. Вместо отсоединённых трубок импульсного газа на штуцерах узла управления установить заглушки, которые опломбировать.

9. На ручном насосе установить скобу (блок-замок), исключающую возможность открытия крана вручную, на кранах где имеются по два ручных насоса, такую скобу установить только на ручном насосе для открытия крана.

10. На кранах, имеющих ручной механический привод, на штурвале(маховике) установить скобу(блок-замок)  с целью исключения возможности открытия крана с его помощью.

11. На кранах с электроприводом необходимо отключить питание электропривода на ГЩУ КС и в распредкоробке по месту установки крана. В указанных местах вывесить таблички «Не включать, работают люди!».

12. На всех закрытых кранах, отсекающих место проведения огневых и газоопасных работ от газопровода, вывесить таблички «Не открывать».

4.  МЕРОПРИЯТИЯ ПО НАДЁЖНОМУ ЗАКРЫТИЮ ЗАПОРНЫХ КРАНОВ

1. После отключения участка газопровода от места проведения огневых и газоопасных работ удостовериться в том,  что отсекающие краны находятся в положении «Закрыто». Контроль производится по указателю положения крана на приводе.

2. Проверить положение кранов сначала с помощью газа(нажатием на кнопку, рычаг «Закрытие»), а затем с помощью ручного насоса (до резкого возрастания усилия на ручке насоса). На кранах с ручным механическим приводом закрытие дублируется с помощью маховика (штурвала привода).

3. Проверить степень герметичности кранов открытием декомпрессионного или дренажного устройства. При  полной герметичности крана через эти устройства будет наблюдаться кратковременный сброс газа из полости между  корпусом крана и шаровым затвором. Постоянный выход газа будет свидетельствовать о недостаточной герметичности крана.

1. В случае обнаружения негерметичности крана следует добиться герметичности его регулировкой хода поршня гидро (пневмо) цилиндра на «Закрытие».

2. Если мероприятие по п.4. не даёт желаемого результата, то произвести набивку уплотнительной пасты в седло крана со стороны  высокого давления, контролируя при этом степень герметичности по декомпрессионному или дренажному устройству. (см.п.3)

3. При достижении полной герметичности крана по п.5. для повышения надёжности закрытия крана уплотнительная паста набивается также и во второе седло со стороны низкого давления.

4. В случае невозможности достижения полной герметичности крана согласно п.5. производится набивка уплотнительной пасты во второе седло крана со стороны низкого давления. Контроль степени герметичности в этом случае производится через любой отбор газа, находящийся со стороны низкого давления.

5. Если мероприятие, выполненное по п.7 не даёт желаемого результата, то место проведения огневых и газоопасных работ необходимо отключать  с помощью надувных резиновых шаров (герметизирующих устройств).

6. В случае невозможности достижения полной герметичности крана по п.4. и конструкция крана не  предусматривает набивку пастой, то перекрываются краны сопряжённых участков, а место проведения работ отключается согласно п.8.

7. В целях контроля герметичности крана и предотвращения прорыва газа через седло со стороны низкого давления дренажное и декомпрессионное устройство в течение всего времени проведения огневых и газоопасных работ необходимо держать полностью открытыми.

1. ПРОВЕРКА И СМОТР КРАНОВ

   УЗЛА ПОДКЛЮЧЕНИЯ И ОХРАННЫХ КРАНОВ

1. Осмотр и проверка кранов узла подключения производится ежесменно.

2. При осмотре кранов узла подключения и охранных кранов (включая их внутренних перемычек) необходимо  проверить:

1. комплектность всех узлов крана;

2. положение указателя крана и соответствие его положения индикации на щите управления     («открыт»,  «закрыт»);

3. наличие рукоятки насоса ручного привода крана;

4. положение переключателя рукоятки управления краном: режима управления ручным насосом  ( на кранах с дистанционным управлением рукоятки должны находиться в положении   «Дистанционное управление»    и зафиксированы стопором);

5. герметичность уплотнений шпинделя крана, поршней, штоков, цилиндров привода крана;

6. состояние болтовых и ниппельных соединений, при необходимости их подтягивают;

7. внешнее состояние кабелей управления кранами;

8. герметизацию клеммных коробок, блоков управления кранов;

9. наличие утечек газа, при возможности устранить;

10. наличие импульсного газа на управление кранами с продувкой фильтров;

11. состояние крановых укрытий и ограждений.

1. По окончании осмотра, кран должен быть очищен от пыли, песка и масляных пятен, а в зимнее время — от снега и льда.

2. Двери укрытий должны быть в исправном состоянии, в зимнее время подходы к ним должны   быть  очищены  от снега.

3. Двери укрытий охранных кранов и их перемычек в зимнее время года должны находиться в открытом  положении (должны быть зафиксированы в открытом положении) с целью обеспечения гарантированного и быстрого доступа к узлам управления кранов в аварийных ситуациях.

1. ПРОВЕРКА И ОСМОТРЫ КРАНОВ

   ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ОБВЯЗКИ ГПА

1. Проверки и осмотры кранов технологической обвязки ГПА проводятся ежесменно и после каждой перестановки крана сменным персоналом и включают  следующие проверки:

1. соответствие положения запорной арматуры «Инструкции по положению запорной арматуры технологической обвязки ГПА, находящихся в работе, резерве и в ремонте».

2. комплектность всех узлов крана;

3. положение указателя крана и соответствие его положения индикации на щите управления    («открыт», «закрыт»);

4. наличие рукоятки насоса ручного привода крана;

5. состояние болтовых и ниппельных соединений, при необходимости их подтягивают;

6. положение переключателя рукоятки управления краном: режима управления ручным насосом (на кранах с дистанционным управлением рукоятки должны находиться в положении  «Дистанционное  управление»  и зафиксированы стопором);

7. герметичность уплотнений шпинделя крана, поршней, штоков, цилиндров привода крана;

8. внешнее состояние кабелей управления кранами;

9. герметизацию клеммных коробок, блоков управления кранов;

10. наличие утечек газа, при возможности устранить;

1. Проверка правильности установки затвора в кране при помощи ручного насоса или штурвала по указателю положений: проверка хода крана.

2. По окончании осмотра, кран должен быть очищен от пыли, песка и масляных пятен, а в зимнее время от снега и льда.

3. О всех выявленных неисправностях должен быть извещен сменный инженер (инженер ЭОГО) и    произведена  соответствующая запись в «Ведомости дефектов и нарушений» на 1-м уровне АПК.

7.      ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ (ТО) ЗАПОРНОЙ АРМАТУРЫ

1. Виды работ по обслуживанию арматуры:

• плановый осмотр (ТО-1);

• сезонное обслуживание (ТО-2);

• текущий ремонт (ТР);

• техническое диагностирование (ТД);

• средний ремонт (СР);

• капитальный ремонт (КР);

• обслуживание при хранении (ТО при хранении);

• обслуживание при консервации объекта (ТО при консервации).

1.  Текущим обслуживанием (ТО) — называется комплекс операций или операция по поддержанию работоспособности или исправности изделия при использовании по назначению, ожидании, хранении и транспортировании. [ГОСТ 18322, п. 1].

   Текущее обслуживание включает в себя следующие виды:

• Периодический осмотр ТО-1 – комплекс работ, проводимых 1 раз в месяц. Результаты проведения периодического осмотра заносятся в паспорт на арматуру раздел  «Учет ППР  запорной арматуры» (см. Приложение 1).

• —Сезонное обслуживание ТО-2 –комплекс работ, проводимых 1 раз в 6 месяцев, включая объем работ ТО-1.Сезонное обслуживание ТО-2 проводится при подготовке арматуры к осеннее-зимнему и летнему периодам эксплуатации. Работы по ТО-2 проводятся так же перед проведением ремонтных работ, связанных с отключением участка магистрального газопровода. Результаты проведения сезонного обслуживания заносятся в паспорт на арматуру раздел  «Учет ППР  запорной арматуры» (см. Приложение 1).

1. Текущий ремонт (ТР) — Ремонт, выполняемый для обеспечения или восстановления работоспособности изделия и состоящий в замене и/или восстановлении отдельных частей. [ГОСТ 18322-78 (СТ СЭВ 5151-85), стр. 1]

   Текущий ремонт проводится по результатам ТО-1,ТО-2.

   При проведении текущего ремонта проводится:

• зачистка, грунтовка и окраска лакокрасочных поверхностей корпуса, колонны-удлинителя и привода, которые подверглись коррозии;

• подтяжка всех резьбовых соединений корпуса, колонны-удлинителя, привода и навесного оборудования;

• чистка фильтров-осушителей и замена адсорбента с последующей его регенерацией;

• ревизия гидросистемы привода путем удаления воздуха из гидроцилиндров, влаги и шлама из трубок и баллонов;

• замена демпферной жидкости гидросистемы привода;

• ревизия системы уплотнения седел затвора и шпинделя: трубок, фитингов и мультипликаторов смазки;

• набивка очистительной и герметизирующей смазки в седла затвора, шпиндель;

• ревизия ручного насоса-дублера и переключателей режима работ;

• ревизия винторычажных деталей редуктора, поворотно-шатунного, реечного или кулисного механизма привода;

• ревизия системы подачи импульсного газа с настройкой сбросных и перепускных клапанов;

• ревизия оборудования КИПиА, измерение сопротивления изоляции и заземления.

  Результаты проведения текущего ремонта заносятся в паспорт на арматуру раздел  «Учет ППР  запорной арматуры» (см. Приложение 1).

1. Техническое диагностирование(ТД): Определение технического состояния объекта.

   [ГОСТ 20911, п. 4]

   Техническое диагностирование проводится периодически, каждые 10 лет эксплуатации, а также в случаях если:

• в результате проведения технического обслуживания выявлено неудовлетворительное состояние отдельных узлов и деталей (не герметичность, заклинивание или длительное время перестановки затвора, стуки, прогрессирующий коррозионный износ, трещинообразование и т.д.), которое может привести к критическим отказам, или имели место неоднократно повторяющиеся отказы;

• эксплуатация осуществлялась при воздействии факторов, превышающих расчетные параметры (температура, давление и внешние силовые нагрузки), или подвергалась аварийным воздействиям (пожар, замерзание воды в корпусе, сейсмическое воздействие и др.);

• выработан срок службы (ресурс), установленный конструкторской и нормативно-технической документацией или срок эксплуатации превышает 30 лет (в случае если в технической документации отсутствуют сведения о назначенных показателях);

• проводится реконструкция, модернизация или капитальный ремонт магистрального трубопровода.

  Техническое диагностирование проводится по методикам, утвержденным в установленном порядке. Оценку ресурса арматуры выполняют, как правило, в рамках проведения экспертизы промышленной безопасности, проводимой в соответствии с РД 03-484-02 [3], ПБ 03-246-98 [4] и СТО Газпром 2-3.5-045.

  К основным видам работ при проведении технического диагностирования арматуры относятся:

• анализ, обработка и экспертиза комплекта нормативно-технической документации (паспорта, РЭ, планы-графики, журналы учета ТОиР, акты и др.);

• визуальный и инструментально-измерительный контроль основных узлов и деталей;

• контроль работоспособности (функционирования) привода;

• контроль герметичности затвора;

• контроль состояния металла и сварных соединений корпуса неразрушающими методами (при продлении ресурса);

• оценка технического состояния (с выдачей заключения о возможности продления срока безопасной эксплуатации или установлении нового назначенного срока (ресурса) эксплуатации, замены, ремонта, демонтажа отдельных узлов и т.д.).

  Результаты проведения технического диагностирования заносятся в паспорт на арматуру раздел  «Учет ППР  запорной арматуры» .

1. Средний ремонт (СР): Ремонт, выполняемый для восстановления исправности и частичного восстановления ресурса изделий с заменой или восстановлением составных частей ограниченной номенклатуры и контролем технического состояния составных частей, выполняемом в объеме, установленном в нормативно — технической документации.[ГОСТ 18322-78 (СТ СЭВ 5151-85), стр. 1].

   Средний ремонт арматуры проводится по результатам технического диагностирования.

   Данный вид ремонта производится без демонтажа с трубопровода.

   При проведении среднего ремонта арматуры могут быть проведены следующие виды работ:

• модернизация пневмогидравлической системы управления приводом;

• ремонт гидроцилиндров, замена уплотнений поршней;

• замена уплотнения шпинделя, сальника с набивкой герметизирующей смазки;

• ремонт или замена ручного насоса-дублера, вентилей отборов газа, трубок импульсного газа, переключателей режима работ и дросселей-регуляторов расхода демпферной жидкости;

• ремонт или замена трубок, фитингов и мультипликаторов смазки системы уплотнения затвора;

• ремонт или замена винторычажных деталей редуктора, поворотно-шатунного, реечного или кулисного механизма привода;

• замена уплотнения фланцевого соединения корпуса или колонны-удлинителя;

• ремонт или замена подшипника бугельного узла;

• замена электропривода;

• ремонт демпфирующего устройства (амортизатора);

• ремонт или замена оборудования КИПиА;

• другие ремонты.

1. Капитальный ремонт (КР): Ремонт, выполняемый для восстановления исправности и полного или близкого к полному восстановлению ресурса изделия с заменой или восстановлением любых его частей включая базовые. [ГОСТ 18322-78 (СТ СЭВ 5151-85), стр. 1]

   Капитальный ремонт арматуры проводится по результатам технического  диагностирования.

   Данный вид ремонта производится с демонтажем ТПА в условиях специализированной организации.

   При капитальном ремонте производят полную разборку и дефектацию всех деталей и узлов, их восстановление или замену пришедших в негодность в результате коррозии, чрезмерного механического износа. Капитальный ремонт арматуры должен обеспечить безопасность ее дальнейшей эксплуатации.

   Объем капитального ремонта определяется на основании дефектной ведомости и включает следующие операции:

• восстановление герметичности затвора;

• ремонт корпусных деталей;

• ремонт привода;

• замену дефектных изношенных деталей.

  После капитального ремонта арматура, в условиях специализированной организации, подвергается приемосдаточным испытаниям.

  При капитальном ремонте соблюдаются требования, предъявляемые к изготовлению арматуры, в части применяемых материалов и конструктивных особенностей. Специализированная организация обязана выполнить весь комплекс мер, обеспечивающих определенный организацией-изготовителем уровень безопасности изделия, оговоренный в нормативно-технической документации. При ремонте обеспечивается возможность контроля выполнения всех технологических операций, от которых зависит безопасность.

  Отклонения от проекта при капитальном ремонте арматуры согласуются с организацией-изготовителем. Уровень безопасности такой арматуры не должен быть снижен.

  В случае повреждения в процессе ремонта маркировки специализированная организация обязана восстановить ее на корпусе.

  Ремонт арматуры осуществляется обученным персоналом необходимой квалификации, изучившим руководство по эксплуатации (ремонтную документацию) с соблюдением требований охраны труда и техники безопасности.

  По результатам проведенного капитального ремонта в паспорт арматуры вносятся следующие сведения:

• наименование специализированной ремонтной организации (подразделения);

• объем (состав) ремонта;

• материал введенных в состав арматуры элементов;

• материал наплавок при пайке;

• марка электродов при сварке;

• значения показателей надежности — при их изменении;

• проведенные испытания и их результаты;

• значения назначенных показателей, в случае их продления.

1. Обслуживание при хранении.

   Объемы, условия хранения, порядок использования и обновления ТПА аварийного запаса  определяют в соответствии с нормативной документацией. Срок хранения арматуры не  должен превышать 5 лет.

   При обслуживании арматуры аварийного запаса, находящейся на хранении, проверяют:

• наличие эксплуатационной и сопроводительной документации;

• комплектность по паспорту;

• целостность и плотность крепления заглушек, обеспечивающих защиту стыковых кромок под сварку;

• маркировку;

• отсутствие на корпусе и торцах вмятин, задиров, механических повреждений, коррозии;

• отсутствие расслоений любого размера на торцах патрубков;

• состояние лакокрасочного покрытия корпуса, основных узлов и деталей;

• наличие и уровень демпферной жидкости в гидросистеме привода;

• наличие консервационной смазки на внутренних поверхностях затвора, патрубков и на всех неокрашенных поверхностях шпинделя и привода;

• состояние сварных швов.

  Результаты проведения обслуживания заносятся в паспорт на арматуру.

1. Обслуживание при консервации объекта.

   При обслуживании арматуры объекта, находящегося в консервации, проверяют:

• комплектность и целостность основных узлов и деталей;

• герметичность резьбовых, сварных и фланцевых соединений основных узлов и деталей;

• состояние лакокрасочного покрытия корпуса, основных узлов и деталей;

• наличие и уровень демпферной жидкости в гидросистеме привода;

• целостность и правильность положений рукояток распределителей ручных насосов, вентилей отборов газа, переключателей режима работ и дросселей-регуляторов расхода демпферной жидкости.

  Результаты проведения обслуживания заносятся в паспорт на арматуру.

1. Вырезанные краны подлежат консервации. Не допускается разукомплектация приводов и навесного оборудования. Сливать гидрожидкость из гидросистемы привода категорически запрещается.
   Отгрузка кранов в ремонт производится только после получения дополнительного указания.
   Новые (капитально отремонтированные) краны, предназначенные на замену проходят проверку и обслуживание в следующем объеме:

• проверка наличия заводского паспорта на кран;

• проверка комплектности навесного оборудования (трубок подачи смазки, дренажа, отбора газа, фитингов вентилей, обратных клапанов, шпонок, штифтов, крепежа, ручного насоса, масляных трубок,  ЭПУУ, конечных выключателей и др.);

• проведение ревизии гидросистемы, при необходимости очистка от шлама и грязи;

• заправка гидросистемы привода гидрожидкостью;

• проведение полного монтажа навесного оборудования;

• опробование работоспособности крана ручным дублером на «закрытие» и «открытие» с одновременной проверкой правильности установки крайних положений шарового затвора;

• приварка к крану трубных заготовок со сферическими заглушками;

• проведение гидравлических испытаний крана на герметичность затвора и уплотнений шпинделя, гидравлическое испытание на прочность сварных швов, с составлением соответствующих актов.

• набивка смазкой (циатим, смазка газовых кранов, уплотнительная паста или аналогичная) в оба уплотнения затвора и уплотнение шпинделя.

Требования к запорной арматуре при ревизии.

1. Кран пронумерован.

2. Заводская табличка не закрашена.

3. Манометры на кранах производства ЧССР не закрашены.

4. Весь крепеж установлен и обтянут.

5. Шпонка соединения «корпус крана – привод» имеется, люфт отсутствует.

6. Указатель положения крана закреплен.

7. Табличка конечных положений крана («открыто», «закрыто») – обозначены.

8. Масло в гидробаллоны залито, сделана запись в формуляре крана.

9. Следы подтеков масла отсутствуют.

10. Ручной насос отревизирован, работоспособен.

11. Шток насоса смазан консистентной смазкой.

12. Шток насоса зафиксирован в проектном положении.

13. Ручка насоса имеется.

14. Обозначены положения переключателя для ручной перестановки («открыто», «закрыто»).

15. На отечественных кранах фиксатор положения золотника вращается свободно.

16. На отечественных кранах мультипликатор заполнен крановой смазкой.

17. Штуцеры гидробаллонов и цилиндров загерметизированы.

18. Лючки для определения положения кулисы загерметизированы.

19. Трубки набивочников, дренажа и собственных отборов газа закреплены к колонне.

20. На трубках набивочников, дренажа и собственных отборов газа, на колонне  выполнена изоляция  перехода «земля- воздух».

21. Резьбовые соединения набивочников и дренажного крана должны быть защищены консистентной смазкой от попадания грязи и атмосферных осадков.

22. Имеется схема кранового узла. Схема кранового узла привязана к местности.

23. Имеется ограждение кранового узла. Установлены знаки безопасности в соответствие с требованиями  ПТЭМГ.

24. Отсутствует ржавчина на корпусе, грязь, посторонние предметы на приводе.

25. Стояки отбора газа Ду50 закрыты сверху от попадания влаги.

26. На «свечах» Ду300 «хлопушки» находятся в закрытом положении.

27. Выделены красным цветом указатели положения кранов.

28. На кранах с ручным приводом гидробаллоны или расширительные бачки сообщены с атмосферой (при этом  исключено попадание атмосферных осадков в  гидробаллоны: наличие Г-образных гусаков).

29. Наличие на кране таблички о типе заправленной гидрожидкости.

30. Наличие  надписей «О» и «З» на гидробаллонах

31. Наличие надписей «О» и «З» гидроцилиндрах, обозначающие места  подключения  насосов аварийной   перестановки кранов.

32. Переключатель насоса крана находится в требуемом положении: управляемых   дистанционно в    положении  «Дист»,  а  остальных – согласно требованиям НД.

Приложение 3.

Действия персонала по перестановке кранов в аварийных ситуациях

При не перестановке кранов в дистанционном режиме необходимо выполнить следующие операции:

1. При наличии импульсного газа и исправности ЭППУ:

1. проверить положение переключателя режима работы насоса (установить в полож. «Дист»);

2. кран переставить нажатием  в  ЭППУ на клавишу соленоида «Откр» или «Закр»  и  удержанием  ее  до  полной перестановки крана.

   2. При отсутствии импульсного газа и неисправности ЭППУ:

1. перекрыть  и стравить импульсный газ;

2. переключатель режима работы насоса установить в положение «Отк» или «Закр» таким образом, чтобы   он был   направлен на соответствующую надпись, а фиксатор (резьбовой или шариковый) совпал с пазом  на корпусе насоса;

3. переставить кран ручным насосом до крайнего положения.

           Примечание: В  случае  аварии (когда необходимо срочно переставить кран) и при больших диаметрах  переставляемых  кранов (Ду1400) или недостаточной (низкой) производительности насосов (кранов Ду1000-1400  необходимо    одновременно готовить РВД для перестановки крана  импульсным   газом  согласно п.3 (см. ниже).

   3.  Открытие или закрытие крана при неисправности ЭППУ, насоса ручной перестановки и наличии  импульсного газа (с применением РВД): 

1. закрыть кран отбора импульсного газа (со стояка, местные отборы) и стравить газ;

2. проверить положение переключателя режима работы насоса (установить в полож. «Дист»);

3. рукав высокого давления (РВД) подключить к стояку импульсного газа и штуцеру соответствующего  гидроцилиндра (закрытия или открытия);

   Примечание:  При наличии газовых полостей в гидроцилиндрах газ необходимо подать в соответствующую газовую   полость, а  при   их   отсутствии – в соответствующую масляную полость.

4. плавно открыть кран импульсного газа и подать газ в соответствующий гидроцилиндр  и переставить  кран;

5. по достижении крайнего положения крана перекрыть импульсный газ и сбросить давление из гидроцилиндра через продувочный вентиль РВД.

    4.  Открытие или закрытие крана при неисправности ЭППУ, насоса ручной перестановки и отсутствии  импульсного газа  (с применением насоса аварийной перестановки): 

1. закрыть кран отбора импульсного газа (со стояка, местные отборы) и стравить газ;

2. переключатель режима работы насоса установить в промежуточное положение (например, между «О» и «Д»);

3. на верхней точке гидроцилиндра подключения маслопроводов открыть воздушники, обозначенные  надписями «О» и «З»;

4. к воздушникам  присоединить  РВД  и  другой конец соответствующего РВД присоединить к насосу для  перестановки крана, а РВД противоположного гидроцилиндра – в передвижную емкость (а не к штуцеру   насоса);

   Примечание:

             1. Путем размещения емкости с крановом маслом выше насоса обеспечить подпор на всасе насоса  аварийной  перестановки.

            2.  Слив  кранового масла из гидроцилиндра  производить  в   передвижную емкость  (а не  к  штуцеру  насоса, чтобы   исключить  попадание   воздуха  в насос – в случае наличия  воздуха в гидроцилиндре и  осуществлять  контроль работоспособности насоса).

5. переставить кран насосом до крайнего положения.