Порядок проведения работ по регулировке задвижек. Обслуживание запорной арматуры. Классификация задвижек клиновых
При текущем ремонте (ТР) запорной арматуры производятся все операции технического обслуживания ТО 1, ТО 2, а также:
Проверка наличия смазки подшипникового узла шпинделя арматуры;
Проверка сальникового уплотнения, нажимной втулки, устранение следов коррозии, задиров штока;
Прогонка шпинделя по гайке на всю рабочую длину;
Нанесение защитной смазки шпинделя арматуры;
Набивка, замена сальникового уплотнения;
Проверка и подтяжка контактных соединений электропривода, восстановление изоляции выходных концов проводов, проверка состояния уплотнителей, взрывозащиты подшипников электродвигателя, правильность посадки крыльчатки вентилятора электродвигателя;
Проверка обтяжки фланцевого соединений разъема корпус-крышка.
Проверка обтяжки фланцевых соединений должна производиться гайковертами с контролем момента затяжки (динамометрические инструменты (ключи-мультипликаторы) одновременно не менее чем на двух взаимно противоположных шпил ьках с одинаковым усилием, соответствующим ЭД арматуры.
Перед обтяжкой фланцевого соединения (корпус-лрышки) клиновой задвижки необходимо приоткрыть клин во избежание повреждения резьбовой втулки. При текущем ремонте арматуры уплотнение шпинделя сальникового узла на основе асбеста заменяется на уплотнения из терморасширенного графита. При текущем ремонте арматуры DN 50-1200 прокладки фланцевых соединений патрубков арматуры на основе асбеста заменяются на прокладки из терморасширенного графита.
Сведения о проведенном текущем ремонте заносятся в паспорт (формуляр).
Текущий ремонт запорной арматуры и обратных затворов НПС проводится при плановых остановках линейной части МН и на отключенных участках технологических нефтепроводов НПС.
Типовой объем работ при среднем ремонте (СР) запорной арматуры
Перед проведением среднего ремонта производится диагностическое обследование запорной арматуры и обратных затворов. Объем диагностического обследования арматуры во время среднего ремонта в соответствии с требованиями РД-19.100.00-КТН-036-13.
При несоответствии показателей диагностического обследования арматуры характеристикам установленным в ТУ, ЭД, арматура подлежит вырезке и капитальному ремонту в условиях специализированного ремонтного предприятия.
В объем среднего ремонта запорной арматуры входит:
Все работы выполняемые при ТР, а также:
Ремонт с заменой дефектных деталей
Замена паранитовых прокладок между корпусом и крышкой на прокладки из терморасширенного графита;
Проверка на герметичность затвора и испытания перекачиваемым продуктом давлением Р= 1,1РN раб. в течении не менее 10 мин, для проверки герметичности уплотнений и соединений. При наличии подтеков и негерметичности - их устранить.
Замену электропривода для капитального ремонта на специализированном предприятии (при наступлении срока КР согласно инструкции завода - изготовителя или выявлении дефектов, неустранимых проведением ТО, текущего и среднего ремонта), проводит ОГЭ.
Кроме того дополнительно для клиновых задвижек:
Демонтаж крышки, разборка, проверка технического состояния всех выемных деталей и, при наличии дефектов, их ремонт или замена;
Зачистка и промывка посадочного паза затвора клиновых задвижек от механических примесей;
Проверка состояния уплотнительных поверхностей корпуса, крышки, клина, их очистка и шлифовка;
Проверка состояния направляющей клина;
Замена подшипников бугельного узла;
Замена уплотнительных элементов на прокладки из терморасширенного графита -замена (при наличии) системы автоматического сброса давления на отремонтированную и настроенную на сброс давления в корпусе при значении не более 1,1 PN
ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
АКЦИОНЕРНАЯ КОМПАНИЯ
ПО ТРАНСПОРТУ НЕФТИ «ТРАНСНЕФТЬ»
ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ»
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ
РЕГЛАМЕНТЫ
РЕГЛАМЕНТ
ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ
И РЕМОНТА ЗАПОРНОЙ АРМАТУРЫ
Москва 2003
Регламенты, разработанные и утвержденные ОАО «АК «Транснефть», устанавливают общеотраслевые обязательные для исполнения требования по организации и выполнению работ в области магистрального нефтепроводного транспорта, а также обязательные требования к оформлению результатов этих работ.
Регламенты (стандарты предприятия) разрабатываются в системе ОАО «АК «Транснефть» для обеспечения надежности, промышленной и экологическом безопасности магистральных нефтепроводов, регламентации и установления единообразия взаимодействия подразделений Компании и ОАО МН при ведении работ по основной производственной деятельности как между собой, так и с подрядчиками, органами государственного надзора, а также унификации применения и обязательного исполнения требований соответствующих федеральных и отраслевых стандартов, правил и иных нормативных документов.
РЕГЛАМЕНТ
ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ
И РЕМОНТА
ЗАПОРНОЙ
АРМАТУРЫ
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.
Регламент устанавливает:
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;
· исправность 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 ), 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 .
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 Е и нормативно-технической документации на капитальный ремонт запорной арматуры.
Испытание на прочность и плотность материала задвижки в сборе проводится при открытом затворе и заглушенных патрубках давлением P пр ( P пр = 1,5 P N , где P N - давление номинальное). Испытания на прочность и плотность проводятся при постоянном давлении в течение времени, необходимого для осмотра задвижки. Пропуск среды и потение сквозь металл и сварные швы не допускаются.
Испытание арматуры на герметичность по отношению к внешней среде проводится давлением 1,1 P N в течение времени, необходимого для осмотра уплотнения и соединений. Проверяется герметичность верхнего уплотнения крышка-шпиндель при ослабленных креплениях сальникового уплотнения и полностью поднятом шпинделе задвижки. Проверяется герметичность сальникового уплотнения и прокладки между крышкой и корпусом. Протечки среды не допускаются. Метод контроля визуальный.
Испытание арматуры на герметичность затвора проводится в соответствии с табл. и требованиями .
Таблица 1
Испытание затвора на герметичность
|
Номинальное давление P N , МПа (кгс/см 2) |
Параметры испытания затвора на герметичность |
|
|
Д N £ 80 |
P N ³ 0,1 (1) |
вода - давлением 1,1 P N или воздух |
|
Д N ³ 100 Д N £ 200 |
P N £ 5,1 (50) |
давлением 0,6 ± 0,05 МПа |
|
P N ³ 6,3 (63) |
вода - давлением 1,1 P N |
|
|
Д N ³ 250 |
P N ³ 0,1 (1) |
Испытания на герметичность затвора проводятся после закрытия запорного органа способом, предусмотренным в технических условиях на конкретный вид арматуры.
Минимальная продолжительность испытания на герметичность затвора приведена и табл. .
Максимально допустимые значения протечек в затворе по классам герметичности указаны в табл. .
Таблица 2
Минимальная продолжительность испытаний на герметичность затвора
|
Номинальный размер, Д N , мм |
Минимальная продолжительность испытаний, с |
|
|
Уплотнение металл по металлу |
Неметаллическое уплотнение |
|
|
Д N £ 50 |
||
|
65 £ Д N £ 200 |
||
|
250 £ Д N £ 400 |
||
|
500 £ Д N |
120 |
|
Таблица 3
Минимально допустимые протечки в затворе при различных испытательных средах
|
Класс герметичности |
||||
|
Величина протечек при испытании водой (см 3 /мин) |
Нет видимых протечек |
0,0006 × Д N |
0,0018 × Д N |
0,006 × Д N |
|
Величина истечения при испытании воздухом (см 3 /мин) |
Истечение отсутствует |
0,0018 × Д N |
0,18 × Д N |
1,8 × Д N |
Примечания.
1. При определении протечек номинальный диаметр Д N , принимается в миллиметрах.
2. Значения протечек соответствуют случаю истечения в атмосферу.
3. Класс герметичности для запорной арматуры указан в ТУ и паспорте на конкретный вид арматуры.
4. Испытательная среда выбирается в зависимости от назначения арматуры в соответствии с требованиями .
5. Температура испытательной среды - от 5 до 40 ºС.
6. Погрешность измерений протечек не должна превышать:
± 0,01 см 3 /мин - для протечек 0,1 см 3 /мин;
± 0,5 см 3 /мин - для протечек > 0,1 см 3 /мин.
7. Сбор протечек осуществляется шприцем, измерение величины протечек - мензуркой Е с ценой деления 0,1 см 3 .
Испытание на работоспособность арматуры осуществляется включением электропривода на три полных цикла «открыто - закрыто».
Подвижные детали должны перемещаться без рывков, заеданий и заклиниваний. Проверяется ручное управление задвижки вращением штурвала в обе стороны.
В закрытом состоянии задвижка подвергается перепаду давления, величина которого устанавливается согласно инструкции по эксплуатации завода-изготовителя. А также проверяется плавный ход движения затвора задвижки, проверяется работа электропривода, настраиваются путевые выключатели на отключение электродвигателя при достижении запорным органом арматуры крайних положений, настраиваются моментные выключатели на отключение электродвигателя при достижении электроприводом арматуры предельного значения крутящего момента при заедании запорного органа или подвижных частей арматуры, при этом контролируются время действия и величина тока электропривода, которые должны находиться в пределах номинальных значений.
При нормальной работе запорно-регулирующего органа крутящий момент М кр не должен отклоняться от номинального более чем на 10 %.
Определение значения М кр осуществляется измерением величины тока электропривода.
Данные о проведенном капитальном ремонте заносятся в формуляр, который прилагается к отремонтированной арматуре. Формуляр выдается организацией, проводившей ремонт арматуры и заполняется ИТР, ответственным за качество выпускаемой продукции. Формуляр должен храниться вместе с паспортом на запорную арматуру у лица ответственного за исправное состояние объекта. Форма формуляра приведена в приложении .
7. НОРМАТИВЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА
Для трубопроводной арматуры НПС межремонтным цикл и виды ремонта установлены с учетом показателей надежности, срока эксплуатации и наработки циклов «открыто - закрыто», результатов диагностических контролей и испытаний (п. 4.4.2 , п. 4.4.4 ), оценки технического состояния арматуры при проведении предыдущего ремонта или ТО.
Периодичность технического обслуживания и ремонта, нормы трудоемкости технического обслуживания, текущего ремонта определены типовым объемом работ, видом и типоразмером арматуры и приведены в .
Данные о периодичности технического обслуживания и ремонта, нормы трудоемкости технического обслуживания и текущего ремонта представлены в табл. и .
Таблица 4
Периодичность технического обслуживания и ремонта арматуры
|
Периодичность |
|||||
|
ТО, мес. |
Контроль герметичности затвора, лет/циклов |
т, мес. |
К, лет (циклов) |
||
|
Осмотры, чистка, смазка |
Смена смазки, набивка сальника и т.д. |
||||
|
Задвижки стальные: Æ 50 - 350 мм |
2/220 |
10 - 12 (1450) |
|||
|
Æ 350 - 1220 мм на P раб от 1,6 до 2,5 МПа |
2/250 |
10 - 12 (1450) |
|||
|
на Р раб от 2,5 до 7,5 M Па |
2/220 |
8 - 10 (1450) |
|||
|
Обратные клапаны |
2/- |
||||
Примечание. Если в паспорте задвижки указаны показатели надежности по сроку службы до ремонта и среднему ресурсу (в циклах), то периодичность проведения ремонта задвижки устанавливается согласно этим показателям. Необходимые изменения по графам 5, 6 вносятся главными специалистами РНУ в графики ППР и утверждаются главным инженером РНУ.
Таблица 5
Нормы трудоемкости технического обслуживания и ремонта арматуры
|
Нормы трудоемкости, чел.-ч |
||
|
ТО |
||
|
Задвижки стальные диаметром: |
||
|
50 - 80 мм |
0,2 |
1,2 |
|
100 - 150 мм |
0,7 |
1,8 |
|
180 - 250 мм |
1,0 |
3,3 |
|
300 - 400 мм |
1,3 |
4,8 |
|
500 - 700 мм |
2,7 |
8,3 |
|
800 мм |
4,0 |
10,0 |
|
1000 мм |
5,0 |
12,0 |
|
1200 мм |
8,0 |
16,0 |
|
Обратные клапаны диаметром: |
||
|
50 - 350 мм |
0,6 |
|
|
500 - 700 мм |
1,4 |
|
|
800 - 1000 мм |
2,0 |
|
Таблица 6
Данные о составлении и ведении ремонтной документации
|
№ пп |
Наименование документа |
Когда составляется |
Кем составляется (заполняется) |
С кем согласовывается |
Кем утверждается |
Где хранится |
|
График ППР |
За 2 м-ца до окончания текущего года |
Инженером-механиком нпс |
С главными специалистами РНУ (ОГМ, ОГЭ, ОАСУ) |
Главным инженером РНУ |
У инж.-мех. НПС |
|
|
Журнал профилактических осмотров и ремонтов |
Перед вводом в эксплуатацию нового оборудования |
Инженером-механиком НПС |
У инж.-мех. НПС |
|||
|
Паспорт арматуры |
Заводом-изготовителем |
У инж.-мех. НПС |
||||
|
Формуляр на ремонтную арматуру |
После выполнения ремонта |
Инженером, ответственным за качество выпускаемой продукции |
Руководителем ЦБПО (РМЗ) |
|||
|
Заключение (акт) диагностического контроля (ДК) |
После проведения ДК |
Инженер, проводивший диагностический контроль ЦБПО (РМЗ) |
Руководителем ЦБПО (РМЗ) |
Вместе с паспортом на запорную арматуру у инж.-мех. НПС |
Техническое обслуживание и ремонт запорной арматуры осуществляется по графику ППР, который разрабатывается инженерами соответствующих служб НПС, согласовывается специалистами технических служб РНУ и утверждается главным инженером РНУ.
(циклов, лет)
Причина поступления в ремонт ____________________________________________
Результаты входного контроля
задвижки, поступающей в ремонт____________________________________________
Сведения о произведенном ремонте__________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
(виды и краткие сведения о ремонте)
Ответственный за заполнение формуляра_____________________________________
МАТЕРИАЛЫ ОСНОВНЫХ ЗАМЕНЕННЫХ ДЕТАЛЕЙ
УЧЕТ ТЕХНИЧЕСКОГО
ОБСЛУЖИВАНИЯ
(РЕГЛАМЕНТНЫЕ РАБОТЫ)
|
Дата |
Вид технического обслуживания |
Наработка |
Основание (наименование, номер и дата документа) |
Должность, фамилия и подпись |
Примечание |
||
|
после последнего ремонта |
с начала эксплуатации |
Выполнившего работу |
Проверившего работу |
||||
Задвижки из чугуна параллельные, фланцевые с выдвижным шпинделем и ручным приводом
Неисправность задвижки
Задвижка пропускает воду
Причина
Диски 8 (рис. 33) полностью не опустились, не прижались к уплотнительным кольцам корпуса
Способ устранения
Закрутите маховик 2 (рис. 32) специальным ключом 8 или трубным рычажным ключом 1. Торцы шпинделя 4 и гайки должны быть на одной высоте. Перед закручиванием ключом сделайте маховиком несколько оборотов в обратную сторону. Это обеспечит закрытие задвижки с меньшими усилиями, так как, выдвинув шпиндель, можно смазать его резьбу.
Рис. 32. Открытие и закрытие задвижки: а, б - правильно; в - неправильно; 1 - ключ трубный рычажной; 2 - маховик: 3 - лом или обрезок трубы; 4 - шпиндель; 5- крышка сальника; 6 - крышка корпуса; 7 - корпус; 8 - специальный ключ
Неисправность задвижки
Маховик вращается, а шпиндель неподвижен
Причина
Скруглены углы схождения граней квадрата на шпинделе под маховиком
Способ устранения
Придержав шпиндель 13 (РИС. 33) трубным ключом, отверните гайку 3 любым ключом и снимите маховик 1. Напильником запилите новые грани пониже имевшихся, если позволит длина шпинделя. Можно, взявшись трубным ключом за шпиндель, открыть и закрыть задвижку
Рис. 33. Задвижка из чугуна параллельная, фланцевая с выдвижным шпинделем и ручным приводом: 1 - маховик; 2 - ходовая гайка; 3 - гайка; 4 - шпонка; 5 - гайка; 6 - сальниковая набивка; 7 - прокладка; 8 - диск; 9 - уплотнительное кольцо диска: 10 - уплотнителыюе кольцо корпуса: 11 - клин; 12 - корпус; 13 - шпиндель; 14 - крышка корпуса; 15 - болт; 16 - крышка сальника
Неисправность задвижки
Маховик вращается, а ходовая гайка неподвижна
Причина
Выпадение или срезание шпонки
Способ устранения
Одним трубным рычажным ключом придержите маховик 1, а другим - отверните гайку 3. После снятия маховика в шпоночную канавку вставьте новую шпонку 4, сделанную из обрезка стальной проволоки или гвоздя, запиленного напильником. Новая шпонка должна заполнить углубление в ходовой гайке 2 и упереться в дно шпоночной канавки маховика. Это устранит выпадание шпонки
Неисправность задвижки
Маховик вращается вместе со шпинделем и задвижку невозможно открыть для прохода воды
Причина
Прямоугольный конец шпинделя, находящийся внутри корпуса задвижки, вышел из зацепления с дисками
Способ устранения
Возьмитесь губками трубного ключа за верхний резьбовой конец шпинделя и, не давая ему крутиться, вращайте маховик, поднимая и опуская при этом прямоугольный конец шпинделя 13 внутри корпуса 12 задвижки до тех пор, пока он не попадает между дисками 8 и не подтянет их. Обычно это удается за три-четыре поворота шпинделя 13 трубным ключом на 15-90°. Если при таком перемещении прямоугольный конец шпинделя не подтянет диски 8, значит они упали на дно корпуса 12 и задвижку надо разбирать. Перекройте другими задвижками поступление воды к аварийной задвижке. Отверните гайки с болтов, стягивающих корпус и крышку корпуса. Если задвижка находилась вместе с трубопроводами на открытом воздухе или в слишком влажном месте, грани головок болтов повреждены ржавчиной, тогда единственный способ разборки - разрезание болтов ножовочным полотном. Это возможно благодаря большому зазору между крышками 14 и 16. Новые болты и гайки при установке обильно смажьте солидолом, техническим вазелином и т. п. Взявшись за маховик 1, попытайтесь отделить крышку 14 от корпуса 12. Легкие удары по нижнему краю крышки молотком или зубилом и молотком будут способствовать съему крышки. О прокладке 7 не заботьтесь, вырезайте новую. Старая резиновая прокладка пригодна, если она сохранила эластичность. При использовании старой прокладки переверните ее. Корпус 12 задвижки, длительное время находившийся в эксплуатации, может не отделиться от дисков 8. Тогда ударами молотка по зубилу сколите наслоения, препятствующие отделению дисков. После поднятия дисков очистите их и внутреннюю полость корпуса от наслоений. Положите прокладку 7 на фланец корпуса. Наденьте диски 8 на прямоугольный конец шпинделя 13 и все вместе опустите в корпус. Чтобы диски прочно установились на шпинделе, зафиксируйте их стальной проволокой. Для этого напильником или ножовкой проточите канавки на шейках дисков и по ним намотайте проволоку. Эта обмотка не должна мешать соприкосновению уплотнительных колец 9 и 10 диска и корпуса. Обмотку проволокой можно заменить установкой скобы из достаточно упругой стальной проволоки.
Для стопорения такой скобы на шейке одного из дисков высверливают два противолежащих углубления
Неисправность задвижки
Маховик вращается вместе со шпинделем и пользоваться задвижкой невозможно
Причина
Углы прямоугольника шпинделя, находящиеся между дисками, закруглились
Способ устранения
Самый простой способ - заменить шпиндель, используя старую задвижку, пришедшую в негодность по другим причинам. Можно и с новой задвижки снять шпиндель, что займет меньше времени, чем установка другой задвижки.
Изношенный прямоугольный конец шпинделя восстанавливаем усадкой, разогрев шпиндель в кузнечном горне, или наплавкой с помощью электросварки. После электросварки подправляют углы на заточном станке
Неисправность задвижки
Задвижка полностью не перекрывает воду несмотря на нормальное движение дисков
Причина
Неравномерные наслоения и царапины на уплотнительных кольцах
Способ устранения
Разъедините крышку 14 и корпус 12, максимально приблизив диски к крышке корпуса. Для этого вывинтите шпиндель до крайнего положения. Это облегчит извлечение дисков со шпинделем, если не помешают наслоения. При этом прямоугольный конец шпинделя не должен раздвигать диски. Нельзя допускать опускания дисков 8 на дно корпуса, ибо их будет распирать клин 11, прижимаяк уплотнительным кольцам корпуса и не позволяя вынуть диски. Если задвижка отсоединена от трубы, через отверстие во фланце корпуса пальцами одной руки можно подтолкнуть диски снизу, а другой рукой вытягивать шпиндель. После разборки прилегающие поверхности уплотнительных колец 9 и 10 дисков и корпуса очистите ножом. Причем лезвие ножа держите так, чтобы оно сразу захватывало всю ширину кольца. Невыполнение этого условия приведет к образованию новых царапин. В частности, задвижка может пропускать воду из-за того, что контактирующие поверхности бронзовых колец в корпусе и на дисках исцарапаны песком, окалиной и т. п., которые накапливаются между внутренними деталями задвижки. После закрытия и открытия задвижки частицы вымываются струей воды и поступают к кранам и смесителям. Если отвернете вентильную головку, хлынет ржавый поток. Уплотнительные кольца дисков можно очистить травлением. В ведро с водой насыпьте полстакана или стакан стиральной соды или стирального порошка и положите туда диски на сутки или двое. То же можно проделать и с уплотнительными кольцами корпуса. Но для этого, во-первых, корпус должен быть отсоединен от трубопроводов и, во-вторых, использована подходящая емкость. Иногда применяют оба способа освобождения поверхности уплотнительных колец от наслоений (физический и химический).
После очистки одну из поверхностей колец натрите мелом или протрите рабочей стороной старой копирки для пишущей машинки. Теперь загрязненной поверхностью протрите соответствующую соприкасающуюся поверхность. Возникшие окрашенные бугорки пришабрите. Не возбраняется и притирка, но она длительнее.
Для грубой притирки можно использовать порошок, оставшийся у заточного станка. Можно и самому приготовить порошок из смеси мелко растолченного кирпича и стекла. Порошок рассыпьте на ровной металлической поверхности, на керамической плитке и т. п. Уплотнительными бронзовыми кольцами дисков водите по смеси в разных направлениях, иногда приподнимая. Чтобы смесь лучше обволакивала поверхность колец, добавьте в нее жидкого масла, смесь должна приобрести консистенцию сапожного крема в коробках (в тюбиках крем жиже). Грубую притирку допускается производить и абразивной шкуркой, приклеенной или привязанной по краям к дощечке. Ширина дощечки должна быть больше диаметра кольца. Притирайте сразу всю поверхность, изменяя направления возвратно-поступательных движений и оказывая равномерное давление на всю поверхность дощечки. Таким путем удобно очистить поверхность диска, но сложно очистить внутреннюю поверхность корпуса при притирке можно использовать специальные пасты типа ГОИ.
Неисправность задвижки
Сворачивается маховик с ходовой гайки
Причина
Отсутствует гайка
Способ устранения
1. Выточить на токарном станке новую гайку, создав грани на фрезерном станке или ножовкой и напильником. Учтите, что ходовая гайка почти всегда имеет внутреннюю трапецеидальную резьбу и наружную метрическую. В задвижках D=50мм часто вместо шпонки на ходовой гайке 2 нарезают наружную резьбу. На нее наворачивают маховик, имеющий соответствующую резьбу во внутреннем отверстии ступицы. Маховик контрят гайкой 3 (см. рис. 33). Нужно учесть, что резьбы на ходовой гайке и маховике - левые, т. е. маховик будет сворачиваться с ходовой гайки, если его закручивать, желая опустить диски и закрыть задвижку.
2. Снять гайку с аналогичной, не установленной на трубопроводах, задвижки. Вращайте гайку по часовой стрелке. Установите гайку на место, завинчивая против часовой стрелки до момента заклинивания с резьбой ступицы маховика.
3. Открутите маховик. Подложив тряпицу под губки трубного ключа, вращайте им шпиндель за верхний резьбовой конец в нужную сторону
Неисправность задвижки
Ступицу маховика невозможно вращать
Причина
Обломаны колесо и спицы маховика
Способ устранения
По ступице подберите трубный ключ соответствующего номера или снимите ступицы и работайте имеющимся ключом. Для захвата цилиндрических поверхностей ключ должен иметь две губки с острыми зубцами
Неисправность задвижки
Невозможно открыть и закрыть задвижку
Причина
Отсутствует маховик
Способ устранения
Подложив тряпицу под губки трубного винта, вращайте им шпиндель за резьбовой конец
Неисправность задвижки
Утечка из-под крышки сальника
Причина
Ослабление сальниковой набивки
Способ устранения
Равномерно попеременно закручивайте гайки 3 на болтах 15. Если фланец крышки 16 сальника уперся во фланец крышки 14 корпуса, то нужно дополнить Набивку 6 или извлечь остатки старой и заменить ее новой. Заменять сальник можно лишь закрутив до предела маховик и проверив, насколько перекрыта задвижка. Для этого откройте один из вентилей или кранов, расположенных за задвижкой. Слабая утечка воды не будет помехой, но при сильной струе воды набивка сальника запрещена, так как вода его выдавит.
Для набивки сальника выверните гайки 3, прижимающие сальниковую крышку. Выньте ее из крышки 14 корпуса. Легче это сделать, если крышку сальника последовательно, а еще лучше одновременно, поддеть с двух сторон, предположим, лопаткой большой отвертки и лопаткой гвоздодера или рукоятками рычагов трубного ключа. Чтобы крышка сальника впредь не мешала, подвесьте ее на проволоке к спицам маховика. Обнажившееся гнездо для сальника очистите от грязи и обрывков старой набивки стальным крючком. Уложив первый слой свежей набивки, постарайтесь его хорошо утрамбовать. Удобнее всего это осуществить той же крышкой сальника, если она свободно входит
в отверстие. При укладке слоев уплотнения поможет и половина трубки подходящего диаметра, разрезанная вдоль. Будет удобнее применить такую половину трубки, если к ней под углом 90°с приварить рукоятку. Можно в качестве рукоятки использовать выпиленный под углом 20-30° и отогнутый сектор: трубки.
На восстановленную сальниковую набивку опустите крышку сальника и притяните ее гайками. Зазор между фланцем этой крышки и фланцем крышки корпуса должен оставаться равным 6-10мм, как резерв. Качество своей работы проверьте поднятием и опусканием шпинделя. Утечка воды будет сигнализировать о необходимости дальнейшего закручивания гаек.
При отсутствии стандартного уплотнения примените скрученные нити из мешковины или полосы из хлопчатобумажной ткани, слегка смазанные любым маслом, что предохраняет их от гниения. Пригодны для уплотнения и веревки из натурального волокна. Сальник можно также составить из полуколец резины, специально вырезанных, но в этом случае надо слабо притягивать крышку сальника. Сильная затяжка приведет к возникновению излишнего сопротивления перемещению шпинделя, да и резина будет крошиться
Неисправность задвижки
Утечка из-под прокладки
Причина
Порвана или продавлена прокладка
Способ устранения
Как и в предыдущем случае, закройте задвижку и проверьте, насколько она не пропускает воду. Затем снимите соединительные болты между крышкой 14 и корпусом 12 и через один временно замените их более длинными (длиннее на 20-25мм). Оставшиеся болты тоже удалите, а на длинных отверните гайки 2-5 нитки резьбы и сразу поворачивайте маховик в сторону закрывания. Крышка 14 немного поднимется. Повторяйте «процедуру» до тех пор, пока не возникнет зазор в 1-15мм, достаточный для смены прокладки 7. Иногда зазор увеличивают для того, чтобы почистить поверхности от остатков изношенной прокладки.
Новую прокладку вырежьте по старой или по крышке, уменьшив наружные размеры на два диаметра болта. В одном месте прокладку разрежьте зигзагообразно для введения ее в зазор между крышкой и корпусом. Зигзаг на разрезе прокладки должен предохранять от просачивания воды. Для надежности можно установить две прокладки со смещением разрезов на 180°. Для корректировки положения прокладки при вырезании оставьте на ней «рожки».
Наилучший материал для прокладок - листовая резина, наихудший - обычный, не гофрированный промасленный картон
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.
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.
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.
Контроль работоспособности и технического состояния арматуры осуществляется внешним осмотром, диагностированием и испытаниями
При внешнем осмотре проверяются:
· состояние и плотность материалов и сварных швов арматуры;
· плавность перемещения всех подвижных частей арматуры и электропривода;
· исправность 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.
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, 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.
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.
Требующую ремонт арматуру демонтируют, промывают и в собранном виде отправляют на ремонтное предприятие. Здесь ее разбирают и устанавливают дефекты. Наиболее распространенными причинами выхода запорной арматуры из строя является нарушение герметичности вследствие коррозии, забоин, вмятин инородных тел на уплотняющих поверхностях, а также деформации корпуса задвижки под действием внешн их нагрузок и температурных деформаций.
Внутренняя полость корпуса осматривается для выявления раковин, трещин и других дефектов. Несквозные дефектные места в корпусе разделывают на всю глубину до чистого металла. Перед разделкой трещин на их концах сверлят отверстия диаметром 8-10 мм. Кромки, прилегающие к местам вырубки, зачищаются напильником и металлической щеткой. После протравливания 10% раствором азотной кислоты трещины завариваются электродуговой сваркой и термически обрабатываются.
При осмотре деталей затвора проверяют плотность запрессовки уплотнительного кольца (седла) в корпусе и чистота его поверхности. На наличие забоин, задиров, царапин и других повреждений проверяются затвор (шибер, диски), шпиндель, втулка, полости сальниковой коробки, грунд букса и крепёжные детали. Поврежденные детали выбраковываются и восстанавливаются.
Различные раковины, каверны, задиры и другие повреждения уплотнительных поверхностей устраняются путём обточки, шлифовки и притирки на станке. На уплотнительный поверхности дефекты глубиной более 0,5 мм устраняются предварительной разделкой дефектного места и наплавкой на него металла с последующей обработкой. Если глубина повреждений менее 0,5 мм, то проводится шлифовка абразивным кругом и притирка.
Не плотности между корпусом и седлом устраняются в зависимости от типа крепления. Если седло закреплено в корпусе запрессовкой, то оно вытачивается из корпуса и заменяется новым, которое приваривается к корпусу с предварительной разделкой места посадки.
Если седло посажено на резьбе, то его вывинчивают с помощью специальных ключей и приспособлений. При наличии нормально сохранившейся резьбы ввертывается новое седло тем же приспособлением, но с большим усилием затяжки.
Если резьба под седло имеет значительный износ, то оно растачивается на больший размер с одновременной расточкой под сварку.
На это место запрессовывается и приваривается новое кольцо. Если кольца вварены в задвижку, то проточка их осуществляется на токарном станке в специальном приспособлении, где за одну установку протачиваются обе поверхности.
После этого корпус задвижки поступает на шлифовку и притирку колец. Обе стороны клина в этом случае наплавляются и протачиваются в приспособлении за одну установку. Подгонка клина осуществляется по корпусу задвижки на горизонтально - заточном и притирочном станках.
Обработка уплотнительных колец клиновых задвижек может проводиться не только на токарном, но и горизонтально - расточном станке.
Перед ремонтом шпиндель очищают от следов старой сальниковой набивки, нагара и грязи, промывают в керосине или бензине. Уплотнительная поверхность шпинделя должна быть зеркально гладкой.
Не глубокие вмятины и задиры, глубиной более 0,08 - 0,15 мм устраняются притиркой пастой ЕОИ или шлифовальными порошками, разведенными в масле.
Внутренняя поверхность деталей, сопрягаемых со шпинделем, так же проверяется на чистоту и отсутствие овальности. Одно из трудоёмких операций при ремонте арматуры является притирка уплотнительных поверхностей. Притирка плоских деталей арматуры (седла, клинья) осуществляется на плите.
Притирка может осуществляться как вручную, так и механическим способом. Конструкция притиров выбирается в зависимости от формы притираемых поверхностей и величины условного прохода.
При механической притирке уплотняющих поверхностей используются притирочные станки или приспособление к сверлильным станкам.
Притирочные станки имеют возвратно - вращательное движении притира с опережающим его вращением в одном направлении. В притирочную пасту вводится электрокорунд или карбид кремния различной зернистости. Притирку проводят до светло - матового цвета уплотнительных поверхностей.
Применяемой на практике способ проверки «на карандаш» заключается в том, что на подготовленных поверхностях плашек, клина или пробки(для кранов) наносят тонкие поперечные риски. Если после сопряжения притираемых поверхностей и их взаимного перемещения риски везде окажутся стёртыми, то считают, что достигнута хорошая притирка.
После замены прокладки и сальниковой набивки собранная задвижка поступает на испытания готовой продукции.
3. Используемое оборудование, инструменты, приборы и приспособление
Грузоподъемный механизм. Стропы грузовые текстильные СТП-2,0 Грузоподъемностью 2т L 2м. Универсальный инструмент. Ключ-мультипликатор. Штангенциркуль. Микрометр. Рулетка. Кувалда. Технологические приспособления. Тара.
Меры безопасности при выполнении подготовительных и основных ремонтных работ
К выполнению работ по ремонту арматуры должен допускаться только квалифицированный персонал, знающий их конструкцию, прошедший обучение и аттестацию в НУЦ по Программе подготовки специалистов и слесарей-ремонтников.
Руководители и специалисты, участвующие в производстве ремонтных работ, должны пройти аттестацию и проверку знаний в области промышленной безопасности и охраны труда в соответствии с Положением о порядке подготовки и аттестации работников организации, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов подконтрольных Ростехнадзору.
Оформление производства работ и движение техники в охранной зоне МН должно проводиться в соответствии с Регламентом Организация производства ремонтных и строительных работ на объектах магистральных нефтепроводов.
При нарушении ремонтным подразделением мероприятий, указанных в разрешении на производство работ, наряде-допуске и требований настоящего регламента, работы должны быть немедленно остановлены.
Персонал, участвующий в подготовке и проведении ремонтных работ, должен пройти инструктаж по охране труда с записью в наряде-допуске.
Нахождение персонала, не занятого непосредственным выполнением операций ремонта ближе 50 м от места производства работ не допускается.
На месте проведения ремонтных работ должна находится нормативная и своевременно заполняться оперативная и исполнительная документация. Работы по ремонту агрегатных задвижек должны проводиться с оформлением наряда-допуска на газоопасные работы. При производстве работ должен быть организован контроль воздушной среды на загазованность.
Наряды-допуски должны быть оформлены в соответствии с «Регламентом организации огневых, газоопасных и других работ повышенной опасности на взрывопожароопасных и пожароопасных объектах предприятий системы ОАО «АК «Транснефть» и оформления нарядов - допусков на их подготовку и проведение».
Используемый инструмент и приспособления должны эксплуатироваться в соответствие с Правилами безопасности при работе с инструментом и приспособлениями, заводскими инструкциями по эксплуатации.
При производстве работ все технические средства, не используемые в работе, должны находиться за пределами зоны производства работ, на расстоянии не менее 100 м.
Грузоподъемные работы по монтажу и демонтажу электроприводов, поддержке и удалению деталей выполнять с помощью грузоподъемных механизмов в соответствии с Правилами устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов.
Осветительное, насосное оборудование, газоанализаторы для контроля воздушной среды должны иметь взрывозащищенное исполнение. На электрооборудовании должен быть указан уровень взрывозащиты, при отсутствии знаков взрывозащиты - его использование запрещается.
Все применяемое электрооборудование и электроинструменты должны иметь заземление и подлежат занулению отдельной жилой кабеля с сечением жилы не менее сечения рабочих жил.
Сбор технологических остатков нефти, остатков керосина (солярки) после промывки внутренней полости стойки и крышки ремонтной задвижки производится в специальный металлический поддон с дальнейшей утилизацией. Сбор использованного обтирочного материала, загрязненного маслами и проч., твердые бытовых отходов в ходе работ производится в специальные металлические контейнеры с дальнейшей утилизацией. В зоне проведения работ по выпуску газовоздушной смеси не должны находиться люди и технические средства, не связанные с выполнением данной работы.
При выполнении работ в ночное время необходимо обеспечить освещение рабочего места.
Контроль воздушной среды проводится до и после выполнения всех подготовительных мероприятий, предусмотренных нарядом-допуском.
Первичный контроль воздушной среды должен проводиться в присутствии лиц, ответственных за подготовку и проведение работ, текущие замеры - в присутствии ответственного за проведение работ.
После вскрытия полости задвижки и поднятия крышки, следующая ремонтная операция проводится только после проведения естественного вентилирования в течение 15 минут и повторного замера загазованности.
После демонтажа выемных частей задвижки, следующая ремонтная операция проводится только после проведения естественного вентилирования в течении 15 минут и повторного замера загазованности, выполняемого не менее чем в двух точках непосредственно над разъемом на высоте не более 40 см от его плоскости.
Работы по ремонту проводятся, если концентрация углеводородов в воздухе непревышает ПДК (300 мг/м). Область зоны, работы в которой после вскрытия полости задвижки выполняются персоналом без применения специальных защитных средств ограничивается расстоянием не ближе 40 см к плоскости разъема по всей его площади.
4. Экологическая часть
АК «Транснефть» занимается приемом, хранением и транспортировкой нефти. Основными структурными подразделениями являются:
Линейные части магистральных нефтепроводов;
Резервуарные парки;
Железнодорожные сливо-наливные эстакады;
Установки подогрева нефти;
Очистные сооружения нефтесодержащих стоков;
Нефтеловушки.
Кроме этого, в состав ОАО входят подразделения инженерно-технического обеспечения (ремонтно-механические, ремонтно-строительные, деревообрабатывающие предприятия и участки, очистные сооружения, автотранспортные и теплоэнергетические хозяйства и т.п.), административно-хозяйственные и жилищно-бытовые службы, объекты соцкультбыта.
Исходя из вышеприведенных данных, на объектах ОАО в процессе хозяйственной и иной деятельности образуется достаточно широкая номенклатура отходов производства и потребления, причем значительная часть из них (по номенклатуре) образуется в процессе работы вспомогательных служб и жизнедеятельности обслуживающего персонала.
К отходам основной деятельности ОАО - транспортирование нефти, относятся нефтешламы от очистки трубопроводов и их узлов, насосных перекачивающих станций и резервуаров для хранения нефти, нефтесодержащие осадки различных узлов очистных сооружений, отходы от изоляции трубопроводов, грунты, загрязненные нефтью.
К отходам иных видов деятельности относятся преимущественно отходы производственного потребления: отработанные нефтепродукты (групп МИО, ММО, СНО), аккумуляторные батареи, СОЖ, обтирочные материалы, промасленные фильтры, активированные угли, огарки сварочных электродов, изношенные шины, тормозные накладки, лом абразивных изделий, лом металлов и т.д.
Несколько обособленно можно отметить некоторые специфические отходы, образующиеся при ликвидации аварий на нефтепроводах - отработанные сорбенты и их смеси с грунтом, изоляционные и прокладочные материалы; а также пески и грунты, пропитанные нефтью.
По природе своего происхождения образующиеся отходы условно можно разделить на три группы:
При необходимости выполнения ремонтных операций в зоне, приближенной к открытому разъему задвижки, менее чем 40 см, работы проводятся с применением средств индивидуальной защиты органов дыхания (СИЗОД) - противогазов шланговых.
При необходимости контроля воздушной среды в темное время суток, неблагоприятных погодных условиях, ухудшающих рассеивание паров и газов, а также в условиях недостаточной видимости (туман, снегопад, сильный дождь и др.) лицо, проводящее анализ воздуха, должно иметь при себе взрывобезопасный ручной светильник напряжением, не более 12 В и иметь наблюдающего (дублера).
Работники, занятые на работах по среднему ремонту задвижек должны быть обеспечены спецодеждой, спецобувью и другими средствами защиты, согласно Типовым отраслевым нормам бесплатной выдачи одежды, спецобуви и других средств индивидуальной защиты.
Применяемые спецодежда, спецобувь и другие СИЗ, должны иметь сертификаты соответствия.
Для защиты головы работника от механических повреждений, воды, повреждения электрическим током должны применяться каски. С целью выявления дефектов, каски подлежат ежедневному осмотру в течение всего срока эксплуатации. Каски не подлежат ремонту, отходы, образующиеся преимущественно при строительстве, реконструкции и капремонте объектов магистральных нефтепроводов;
отходы, образующиеся преимущественно при эксплуатации объектов магистральных нефтепроводов;
отходы, образующиеся при авариях и их ликвидации.
Такое группирование отходов целесообразно осуществлять при разработке Проектов нормативов образования и лимитов на размещение отходов для конкретных подразделений
ОАО «АК"Транснефть». Номенклатура отходов при этом уточняется и конкретизируется исходя из условий и объемов их образования, сбора, использования и размещения.
Общее количество наименований учитываемых отходов составляет для первых двух групп 30 и 44 пункта, соответственно.
Номенклатуру отходов, образующихся при авариях и их ликвидации, регламентировать практически невозможно, и она определяется в индивидуальном порядке в каждой конкретной аварийной ситуации.
Перечень отходов, образующихся на производственных объектах ОАО «АК «Транснефть»
Перечень отходов производства и потребления, образующихся при эксплуатации, строительстве и капитальном ремонте объектов магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть», разработан в соответствии с Федеральным классификационным каталогом отходов (ФКК), утвержденным приказом Госкомэкологии России от 27.11.97 № 527 и зарегистрированным в Минюсте России 29.12.97, регистрационный № 1445.
Перечень отходов производства и потребления, образующихся при строительстве (реконструкции и техперевооружении), капитальном ремонте и эксплуатации объектов магистральных нефтепроводов разработан в соответствии с действующими в ОАО «АК «Транснефть» технологическими регламентами на все производственные процессы, осуществляемые в производственных подразделениях, а также паспортами отходов и инструкциями по обращению с отходами на предприятии. Перечень отходов имеет отраслевую направленность.
Количество видов отходов, образующихся во всех структурных подразделениях ОАО «АК «Транснефть», в перечне представлено отдельно для различных производственных условий, а именно для строительства, эксплуатации и аварийных ситуаций.
Перечень включает виды отходов, специфичные для отрасли, а именно:
Нефтешламы от зачистки резервуаров;
Нефтешламы от нефтеловушек; нефтешламы от очистки нефтепроводов (нефтешламы на камерах пуска-приема скребка);
Нефтешламы (осадок от фильтров-грязеуловителей);
Снятый грунт, загрязненный нефтепродуктами - нефтезагрязненный грунт после аварийных и иных разливов нефти;
Песок замасленный, сорбенты нефтезагрязненный;
Отходы прокладочных и изоляционных материалов, твердые (отработанная изоляционная пленка при ремонте трубопроводов).
Перечень также включает виды отходов, неспецифичные для отрасли, в том числе отходы вспомогательного производства и отходы потребления.
Количество видов отходов, включаемых в перечни отходов производственных объектов ОАО «АК «Транснефть» при разработке Проектов НОЛРО, может не совпадать со сводным перечнем (как в сторону увеличения, так и в сторону уменьшения), в зависимости от следующих причин: типа производственного объекта (нефтеперекачивающая станция, линейно-производственная диспетчерская станция, нефтепроводное управление, ремонтно-строительное управление, нефтебаза и т. п.), состава структурных подразделений;
особенностей эксплуатации, реконструкции и техперевооружения производственных объектов МН;
совершенствования технологии производства, перехода на малоотходные и безотходные технологии;
требований территориальных органов инвентаризации источников образования отходов.
Заключение
Нефтяные компании являются ключевым элементом энергетической отрасли Российской Федерации. Основными направлениями деятельности компаний является коммерческая деятельность, связанная с надежной, экономически выгодной и безопасной эксплуатации нефтеналивного терминала, любого вида, и его нефтебазы. Обеспечивая конечные результаты своей деятельности, они должны считать своим высшим неизменным приоритетом охрану окружающей среды, и тем самым обеспечивать высокий уровень экологической безопасности производственных объектов.
Для соблюдения этих принципов нефтяные компании должны обеспечивать свою деятельность с учетом:
Использования технологий, обеспечивающих экономное расходование сырья, материалов и энергоносителей;
Использования лучших имеющихся экологически безопасных технологий;
Уменьшения риска возникновения аварийных ситуаций на основе полномасштабной внутритрубной диагностики магистральных трубопроводов;
Повышение образовательного и профессионального уровня, экологической культуры персонала нефтяных компаний;
Постоянного улучшения имиджа, основанного на доверии международных экологических организаций, партнеров, клиентов и населения, где осуществляют свою деятельность компаний.
Соблюдение данных положений считается залогом обеспечения экологической безопасности своей деятельности и оптимального экологических интересов с социально-экономическими потребностями общества в целях содействия устойчивому развитию Российской Федерации.
Список используемой литературы
1. Пожароопасных и пожароопасных объектах предприятий системы ОАО «АК «Транснефть» и оформления нарядов-допусков на их подготовку и проведение.
2. РД 75.200.00 КТН-037-13. Руководство по техническому обслуживанию и ремонту оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций,ОАО Регламент организации огневых, газоопасных и других работ повышенной опсности на взрывоп «АК «Транснефть», 2013г. С изменением №1 от 25.11.13г.
3. РД 10.110.00-КТН-319.09. С изменением №3 от 27.11.13г Правила безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов, - ОАО «АК «Транснефть», 2009г. С изменением №3 от 27.11.13г
4. РД -13.200.00 - КТН - 116-14. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Учебно-информационные плакаты по безопасному производству работ.
5. В.И. Захаров, А.Е. Лащинин, В.И. Рябухин, Т.Д. Климович, Л.И.Зуев «Оператор НПС магистрального нефтепровода», Тюмень 2005 г.
6. В.Е. Петров «Машинист технологических насосов на нефтеперекачивающих станциях»
7. Федеральный закон. О промышленной безопасности опасных производственных объектов. - М., 21 июля 1997г. №116-ФЗ.
8. Федеральный закон. Об основах охраны труда в Российской Федерации. - М., 17 июля 1999г. № 181-ФЗ.
9. ОР - 13.020.00 - КТН - 011-07 Система экологического менеджмента АК «Транснефть» Регламент СЭМ экологическая политика.
10. Собурь С.В. Пожарная безопасность организаций нефтегазохимического комплекса: Часть 1. Издание 2011г.
Подобные документы
Цель и организация проведения технического обслуживания и ремонта. Влияние условий эксплуатации на износ карбюратора. Назначение и общее устройство, основные неисправности. Выбор оборудования, приспособлений, инструмента, технологический процесс ремонта.
дипломная работа , добавлен 02.11.2009
Назначение запорно-регулирующей арматуры в технологических обвязках компрессорной станции. Сведения о промышленной трубопроводной арматуре. Конструктивные особенности, номинальный размер и виды запорной арматуры. Типы ее соединений с трубопроводами.
курсовая работа , добавлен 11.04.2016
Нормативы периодичности, продолжительности и трудоёмкости ремонтов, технологического оборудования. Методы ремонта, восстановления и повышения износостойкости деталей машин. Методика расчета численности ремонтного персонала и станочного оборудования.
курсовая работа , добавлен 08.02.2013
Роль нефти в народном хозяйстве. Функции и назначение дожимной насосной станции, ее применение на отдаленных нефтегазовых месторождениях. Техническое обслуживание и ремонт задвижек, шарового крана, предохранительного клапана на предприятии "Лукойл-Пермь".
отчет по практике , добавлен 23.05.2016
Общая характеристика насосной станции, расположенной в прокатном цехе на участке термоупрочнения арматуры. Разработка системы автоматического управления данной насосной станцией, которая своевременно предупреждает (сигнализирует) об аварийной ситуации.
дипломная работа , добавлен 05.09.2012
Запорная арматура - предназначена для полного перекрытия потока рабочей среды в трубопроводе и пуска среды в зависимости от требований технологического процесса. Функциональное назначение трубопроводной арматуры, ее виды и технические характеристики.
контрольная работа , добавлен 27.11.2010
Устройство скважинных штанговых насосов. Описание дефектов в процессе эксплуатации. Виды и периодичность технического обслуживания и ремонта оборудования. Порядок подъема насоса и его демонтаж. Выбор рациональной технологии восстановления деталей.
курсовая работа , добавлен 12.12.2013
Причины износа и разрушения деталей в практике эксплуатации полиграфических машин и оборудования. Ведомость дефектов деталей, технологический процесс их ремонта. Анализ методов ремонта деталей, обоснование их выбора. Расчет ремонтного размера деталей.
курсовая работа , добавлен 10.06.2015
Неисправности оборудования и их классификация. Основные виды износа деталей. Экономическая целесообразность их восстановления. Расчет ремонтных размеров. Составление технологического процесса восстановления детали. Расчет режимов обработки, нормы времени.
курсовая работа , добавлен 26.04.2010
Назначения, применение и устройство насосной станции Grundfos SL 1.50. Принцип работы электрической принципиальной схемы. Техника безопасности при обслуживании насосной станции очистных сооружений, техническое обслуживание и ремонт оборудования.
