Текущий ремонт запорной арматуры периодичность

Текущий ремонт запорной арматуры

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

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

— устранение дефектов, выявленных при техническом обслуживании;

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

— ремонт приводного устройства задвижек;

— окраску газовой арматуры (при необходимости).

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

— ремонт стен колодца, закрепление скоб (лестниц);

— уплотнение футляров газопроводов;

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

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

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

— устранение перекосов крышки ковера, оседания ковера;

— ремонт отмостки ковера (при необходимости);

— откачка воды из ковера, удаление грязи;

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

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

2.20.5. При текущем ремонте гидрозатворов выполняются следующие виды работ:

— проверка герметичности резьбовых соединений гидрозатворов мыльной эмульсией;

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

— устранение повреждений оголовков стояков гидрозатворов;

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

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

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

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

Источник

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

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

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

— критерии технического состояния запорной арматуры;

— порядок проведения диагностического контроля;

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

— нормативы технического обслуживания и ремонта.

2. номенклатура оборудования

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

3. КОНТРОЛЬ РАБОТОСПОСОБНОСТИ АРМАТУРЫ

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

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

3.2. Арматура считается работоспособной, если:

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

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

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

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

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

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

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

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

3.3. Неработоспособность арматуры определяется критериями отказов и предельных состояний.

Критериями отказов запорной арматуры являются:

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

· пропуск среды в затворе сверх допустимого;

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

· увеличение времени срабатывания сверх допустимого;

· выход из строя электропривода.

Критериями предельных состояний арматуры являются:

· достижение назначенного срока службы;

· разрушение или потеря плотности основного материала и сварных швов;

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

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

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

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

3.4.1. При внешнем осмотре проверяются:

· состояние и плотность материалов и сварных швов арматуры;

· плавность перемещения всех подвижных частей арматуры и электропривода;

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

· герметичность прокладочных уплотнений;

· герметичность сальникового уплотнения.

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

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

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

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

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

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

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

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

4. ТИПОВОЙ ОБЪЕМ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ

В объеме технического обслуживания проводятся следующие работы:

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

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

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

— проверка срабатывания конечных выключателей, их ревизия;

— проверка срабатывания муфты ограничения крутящего момента;

— проверка герметичности сальникового уплотнения и фланцевых соединений.

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

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

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

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

В объеме технического обслуживания обратного клапана производятся следующие работы:

— проверка герметичности уплотнений, устранение обнаруженных утечек;

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

5. ТИПОВОЙ ОБЪЕМ РАБОТ ПРИ ТЕКУЩЕМ РЕМОНТЕ

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

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

Текущий ремонт запорной арматуры осуществляется без ее демонтажа.

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

6. ТИПОВОЙ ОБЪЕМ РАБОТ ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ

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

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

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

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

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

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

Испытание затвора на герметичность

Номинальное давление P_N , МПа (кгс/см 2 )

Параметры испытания затвора на герметичность

Источник

Графики по обслуживанию запорной арматуры

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

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

Договор на техническое обслуживание газопроводов

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

Техническое обслуживание газопроводов

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Текущий и капитальный ремонты газопроводов

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

Виды работ, выполняемых при текущем ремонте газопроводов:

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

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

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

Выполнение работ по техническому обслуживанию газопроводов

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

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

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

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

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

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

Технический осмотр подземных и надземных газопроводов

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

Таблица 1 — Сроки проведения технических осмотров газопроводов

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

Примечания

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

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

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

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

Образец графика технического обслуживания и текущего ремонта запорной арматуры, обслуживаемой ЛЭС ХЛПУ МГ на 200 год

• ГЛАВА 2. РАБОТЫ С ПОВЫШЕННОЙ ОПАСНОСТЬЮ НА
• МАГИСТРАЛЬНОМ ГАЗОПРОВОДЕ
• Техническое обслуживание запорно-регулирующей арматуры (ТО ЗРА)

2.1.1. Система планово предупредительных работ (ППР ЗРА)

Одним из условий надежной работы запорной арматуры является организация и обязательное выполнение системы планово-предупредительных работ.

Система ППР включает в себя совокупность организационно-технических мероприятий по надзору, техническому обслуживанию и ремонту кранов, способствующих увеличению долговечности их работы, предупреждению аварий на газопроводах, повышения культуры эксплуатации.

Система ППР не предусматривает внеплановые работы, связанные с аварийными отказами, вызванными неудовлетворительным монтажом или неправильной эксплуатацией запорной арматуры.

Сущность системы ППР заключается в том, что независимо от технического состояния, а в зависимости от срока эксплуатации производится определенный вид планируемого обслуживания (осмотр) — (ТО — 1, ТО — 2), текущий ремонт, средний и капитальный ремонт.

Работы пообслуживанию запорно-регулирующей арматуры относятся к газоопасным.

1. Техническое обслуживание (осмотр) (ТО) и ремонт запорной арматуры на линейной части МГ состоит из:
2. ТО — 1 — плановое техническое обслуживание, проводится не реже 1 раза в месяц;
3. ТО — 2 — (квартальное) проводится 1 раз в квартал.
4. ТО — 1, ТО — 2 — комплекс ремонтно — профилактических работ для контроля, диагностики технического состояния кранов, выявление возникших дефектов, своевременного предупреждения появления неисправностей.
5. Текущий ремонт — комплекс работ по контролю технического состояния кранов, выявлению возникших дефектов, связанных с разборкой отдельных узлов крана для ремонта, по замене износившихся деталей и замены гидрожидкости.
6. Краны подлежат вырезке только после проведения всех необходимых мероприятий по устранению негерметичности, восстановлению работоспособности и составлению соответствующего акта.
7. Результаты проведения ППР па кранам заносятся в специальный журнал.

Для проведения ППР составляется годовой график ТО с разбивкой по месяцам. По результатам ТО-1 и ТО-2 составляется список работ, которые необходимо выполнить при остановке газопровода. Средний и капитальный ремонты — производятся при плановом останове газопровода.

Таблица 2.1.

Образец графика технического обслуживания и текущего ремонта запорной арматуры, обслуживаемой ЛЭС ХЛПУ МГ на 200 год

Место нахождения объекта работ	Объект работ	Наименова-ние работ	Время выполнения работ (месяца)
Газопровод «Пара-бель- Кузбасс», 317-343 км	Крановые узлы № 329, № 326, № 325, № 343	Техническое обслуживание
Камера пуска: Кран №1, 1.6, 2Г, 2Д, 2, 2.5, 3-2, 3-2.1, 3-2.2, 3-2.3.	Техническое обслужи-вание

Специализированные бригады ЛЭС, ГКС, ОПС, КИП и А согласно утверждённому графику технического обслуживания и текущего ремонта запорной арматуры проводят плановые осмотры и обслуживание имеющихся ЗРА.Содержание работ, их описание приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Источник