Обслуживание запорной арматуры нефтепровода

  • При эксплуатации запорная арматура и обратные затворы подвергаются следующим видам обслуживания и ремонта:
  • – обслуживание ТО 1;
  • – сезонное обслуживание ТО 2;
  • – текущий ремонт (ТР);
  • – диагностическое обследование; средний ремонт (СР);
  • – капитальный ремонт (КР); техническое освидетельствование.

Средний ремонт (СР) арматуры производится без демонтажа с трубопровода. Капитальный ремонт (КР) производится с демонтажем арматуры в условиях специализированного ремонтного предприятия. Таблица 2 Сроки ТО, обследования и ремонта арматуры

Наименование арматуры Т0 1, мес. ТО 2, мес. ТР, мес. Диагностическое обследование, лет СР, лет КР, лет Техническое Освидетельствование, лет
1. Запорная арматура DN 50-250 3 6 12 15 15
2. Запорная арматура DN 300-1200 1 6 12 15 15 30 30 или по истечении срока установленного предыдущим освидетельствованием
  1. В объеме технического обслуживания ТО 1 производятся следующие работы.
  2. Для задвижек:
  3. -визуальная проверка герметичности относительно внешней среды, в том числе: фланцевого соединения (протечки не допускаются);
  4. сальникового уплотнения (протечки не допускаются; в случае обнаружения протечек по сальниковому уплотнению, произвести обслуживание согласно ЭД завода изготовителя); проверка параллельности фланцев корпус-крышка; чистка наружных поверхностей, устранение подтеков;
  5. контроль наличия смазки в редукторе электропривода (в соответствии ЭД электропривода);
  6. -проверка 100% степени открытия или закрытия задвижки по высоте шпинделя относительно базовых деталей корпуса;
  7. -визуальная проверка состояния электропривода и подводящих кабелей; проверка состояния и крепления клемм электродвигателя;
  8. -проверка крепления, герметичности защитного кожуха шпинделя арматуры;
  9. -сброс избыточного давления из корпуса задвижек при температуре окружающей среды свыше 30 °С.
  10. -чистка наружных поверхностей, устранение подтеков.
  11. Контроль герметичности затвора шиберной задвижки производится через дренажный трубопровод или нагнетательный клапан и совмещается с проведением ТО.
  12. Контроль герметичности затвора клиновых задвижек совмещается с проведением ТО Сведение о проведении Т01 заносятся в паспорт (формуляр).

Типовой объем работ при сезонном обслуживании (ТО 2) запорной арматуры

  • Техническое обслуживание ТО 2 проводится при подготовке к осенне-зимнему и весеннему периодам эксплуатации.
  • При техническом обслуживании ТО 2 проводятся все операции ТО 1, а также:
  • Для задвижек:
  • проверка (опробование) на полное открытие, закрытие затвора арматуры в местном режиме управления;
  • проверка срабатывания путевых выключателей, их ревизия; проверка настройки муфты ограничения крутящего момента;
  • проверка плавности перемещения всех подвижных частей арматуры; замена (контроль) смазки в электроприводе (смазка должна соответствовать сезонным температурным параметрам данного региона); проверка защиты электродвигателя от перегрузок и перекоса фаз;
  • проверка (опробование) на полное открытие, закрытие затвора арматуры в режиме телеуправления;
  • проверка резьбы шпинделя на отсутствие повреждений; проверка прямолинейности выдвижной части шпинделя;
  • удаление воды из подшиберного пространства через дренажный трубопровод шиберной задвижки;
  • проверка и слив конденсата из защитной стойки шпинделя.
  • Техническое обслуживание электропривода арматуры проводится согласно «Инструкции по эксплуатации и техническому обслуживанию электропривода».
  • Сведении о проведенном сезонном обслуживании Т02 заносятся в паспорт (формуляр).
  • Сезонное обслуживание (ТО 2) проводится при плановых остановках линейной части МН и на отключенных участках технологических нефтепроводов НПС.

  Обслуживание запорной арматуры нефтепровода

Требования к запорной арматуре

Обслуживание запорной арматуры нефтепровода

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

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

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

Основные требования

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

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

Общие требования безопасности

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

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

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

Требования к маркировке трубопроводной арматуры

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

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

Требования к запорной арматуре тепловых сетей

На тепловых сетях запорная арматура устанавливается:

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

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

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

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

Требования к запорной арматуре, устанавливаемой на газопроводе

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

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

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

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

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

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

Методы контроля и испытания трубопроводной арматуры

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

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

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

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

По результатам испытания трубопроводной арматуры оформляются соответствующие документы:

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

Образцы Акта испытаний трубопроводной арматуры и других документов приведены ниже:

  • Рекомендуемая форма (образец) Акта испытаний трубопроводной арматуры

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.

Читайте также:  Полипропиленовая труба для централизованного отопления

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.

Эксплуатация запорной арматуры – Правила и сроки

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

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

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

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

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

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

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

Читайте также:  Изготовление изделий из металла своими руками

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

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

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

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

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

4 Техническое обслуживание и ремонт запорной арматуры

4.1Контроль работоспособности арматуры

  • 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.

  1. Неработоспособность
    арматуры определяется критериями
    отказов и предельных состояний.
  2. Критериями
    отказов запорной арматуры являются:
  3. ·    неустранимая
    дополнительной подтяжкой потеря
    герметичности по отношению к внешней
    среде;
  4. ·    пропуск
    среды в затворе сверх допустимого;
  5. ·    невозможность
    рабочих перемещений запорного органа
    (заклинивание подвижных частей) при
    открытии и закрытии арматуры;
  6. ·    увеличение
    времени срабатывания сверх допустимого;
  7. ·    выход
    из строя электропривода.
  8. Критериями
    предельных состояний арматуры являются:
  9. ·    достижение
    назначенного срока службы;
  10. ·    разрушение
    или потеря плотности основного материала
    и сварных швов;
  11. ·    нарушение
    геометрических размеров сопряженных
    деталей (вследствие износа или
    коррозионного разрушения).
  12. При
    достижении назначенного срока службы
    запорная арматура подвергается
    переосвидетельствованию с целью
    определения ее технического состояния
    и возможности продления сроков
    эксплуатации.
  13. Показатели
    надежности, критерии отказов и предельных
    состояний указываются в паспортах на
    арматуру.
  14. Контроль
    работоспособности и технического
    состояния арматуры осуществляется
    внешним осмотром, диагностированием и
    испытаниями
  15. При внешнем
    осмотре проверяются:
  16. ·    состояние
    и плотность материалов и сварных швов
    арматуры;
  17. ·    плавность
    перемещения всех подвижных частей
    арматуры и электропривода;
  18. ·    исправность
    электропривода;
  19. ·    герметичность
    арматуры по отношению к внешней среде,
    в том числе:
  20. ·    герметичность
    прокладочных уплотнений;
  21. ·    герметичность
    сальникового уплотнения.
  22. 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.

Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector