Меню

Акт предмонтажной подготовки запорной арматуры



Акт о предмонтажной подготовке арматуры

к ГОСТ Р от 24.04.2014 N 56006-2014

А.3 Рекомендуемая форма акта о предмонтажной подготовке арматуры

Строительство (реконструкция, ремонт)

Технический надзор (служба контроля качества заказчика работ или эксплуатирующей организации)

АКТ N

о предмонтажной подготовке арматуры

Настоящий акт составлен

(наименование предприятия-производителя работ)

провела предмонтажную подготовку арматуры, изготовленной

(склад, строительная площадка, объект и т.д.)

Перечень арматуры, представленной для предмонтажной подготовки:

При предмонтажной подготовке арматуры выполнены следующие виды работ:

Несоответствие техническим требованиям, дефекты проектирования и изготовления арматуры (при их обнаружении указываются в ведомости дефектов, прилагаемой к акту), выявленные в процессе предмонтажной подготовки, а также недоделки устранены.

Заключение

Образец акта о предмонтажной подготовке арматуры

ГОСТ Р56006-2014
Приложение А.3
Монтажная организация Строительство Магистральный газопровод
АО «ЛГСС» «Сахалин — Хабаровск — Владивосток»
Предприятие-производитель работ
ООО «СТРОЙГАЗМОНТАЖ»
Технический надзор(служба контроля качества
заказчика работ или эксплуатирующей организации)
ООО «Газпром трансгаз Томск»
Объект Этап 1. Строительство линейной части
Участок ПК6853+0,0 — ПК8620+0,0 газопровода на участке км 505 — км 874
АКТ № КУ 7689+40 / 100 / 1
о предмонтажной подготовке арматуры
Настоящий акт составлен « 07. « августа 2020 г. в том, что
комиссия ООО «СТРОЙГАЗМОНТАЖ»
(наименование предприятия-производителя работ)
в составе:
председатель комиссии Руководитель строительства ОП в Хабаровск ООО «СГМ» Н.И. Мурдасов
(должность) (инициалы, фамилия)
члены комиссии:
Представитель
подрядной организации Начальник СМУ 5.2 АО «ЛГСС» М.У. Усманов
(должность) (инициалы, фамилия)
Представитель
Заказчика
Инженер 1 категории производственного отдела по строительству объектов РУСО в г. Хабаровск
ООО «Газпром инвест» «Томск»
А.В. Калмыков
(должность) (инициалы, фамилия)
Представитель
эксплуатирующей организации Начальник ЛЭС Хабаровского ЛПУ МГ ООО «ГТТ» И.А. Кромм
(должность) (инициалы, фамилия)
провела предмонтажную подготовку арматуры, изготовленной ОАО «РУСТ»
(предприятие- изготовитель)
и поступившей 07 августа 2020 года на строительную площадку КУ ПК 7689+40
(дата поступления) (склад, строительная площадка, объект и т.д.)
Перечень арматуры, представленной для предмонтажной подготовки:
Полное наименование Обозначение DN PN Зав.№ Технологический номер
1 Кран шаровый РУСТ 6 53-2УХЛ1 100 10,0 Мпа С1061
Работы выполнены в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-385-2009, ГОСТ Р 56006-2014, руководством по эксплуатации и монтажу №МА 39208-50 РЭ
При предмонтажной подготовке арматуры выполнены следующие виды работ:
1. Проверели наличие акта входного контроля арматуры и акта об устранении дефектов, обнаруженных при входном контроле.
2. Освободили арматуру от транспортной упаковки
3. Сняли консервационные пломбы
4. Демонтировали транспортировочные заглушки с магистральных патрубков
5. Произвели расконсервацию и очистка корпусных деталей от смазки и грязи.
6. Выполнели проверку соответствия номеров на корпусе с паспортными данными.
7. Выполнели проверку затяжки резьбовых соединений корпуса, болтовых соединений.
8. Выполнели проверку наличия и дозаполнение смазкой системы уплотнения затвора.
11. Выполнели проверку уровня демпферной технической жидкости в приводах в соответствии с эксплуатациооной документацией
9. Выполнели проверку работоспособности привода (редуктора)
13. Выполнели проверку регулировки упоров на приводах по конечным положениям затвора
10. Выполнели сверку значений показателя эквивалента углерода материалов патрубков арматуры и трубы, привариваемой к патрубкам
11. Произвели очистку внутренних полостей патрубков арматуры от грязи, пыли, окалины и других загрязнений
12. Произвели защиту внутренних полостей корпуса арматуры от пападания сварного грата, окалины и других предметов путем нанесения защитной консервационной смазкой
15. Произвели очистку внутренних полостей патрубков арматуры от грязи, пыли, окалины и других загрязнений
16. Произвели защиту внутренних полостей корпуса арматуры от пападания сварного грата, окалины и других предметов путем нанесения защитной консервационной смазкой
Несоответствие техническим требованиям, дефекты проектирования и изготовления арматуры (отражены в дефектной ведомости, прилагаемой к акту), выявленные в процессе предмонтажной подготовки, а также недоделки устранены.
ИЛИ
Несоответствие техническим требованиям, дефекты проектирования и изготовления арматуры, недоделки в процессе предмонтажной подготовки не выявлены.
Заключение: Вышеперечисленная арматура в полном объеме прошла предмонтажную подготовку
и допускается к монтажу
Председатель комиссии
Н.И. Мурдасов 07. августа 2020 г.
(инициалы, фамилия) (подпись) (дата)
Члены комиссии
М.У. Усманов 07. августа 2020 г.
(инициалы, фамилия) (подпись) (дата)
А.В. Калмыков 07. августа 2020 г.
(инициалы, фамилия) (подпись) (дата)
И.А. Кромм 07. августа 2020 г.
(инициалы, фамилия) (подпись) (дата)

Скачать образец документа | Количество скачиваний документа: 6 раз(а)

Источник

СТО ГАЗПРОМ 2-2.3-385-2009

Написал admin Вторник , 29 март 2011 02:14

Введение

— Перечень приоритетных научно-технических проблем ОАО « Газпром » на 2002—2006 гг., утвержденный 15.04.2002 г.;

— Программа работ по совершенствованию системы технического обслуживания и ремонта технологического оборудования и развитию мощностей ремонтных производств ОАО « Газпром », утвержденная 10.07.2003 г.;

— Программа научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ ОАО « Газпром » на 2004 г., утвержденная 13.09.2004 г.

В разработке настоящего стандарта участвовали О.Ф. Карченко, Е.В. Варфоломеев, JI.B. Власов (ООО «НИИгазэкономика») при участии А.З. Шайхутдинова, А.Н. Колотовского, A.M. Волошина (Департамент по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО « Газпром »); И.Ф. Егоров, Н.Ф. Муталлим-Заде, А.А. Сухолитко (ДОАО «Оргэнергогаз»).

1. Область применения

1.1 Настоящий стандарт устанавливает общие требования к организации, содержа­нию и объему выполнения работ при вводе в эксплуатацию и при проведении техническо­го обслуживания, диагностирования и ремонта трубопроводной арматуры (ТПА) объектов добычи, переработки, транспортировки, подземного хранения и использования газа ОАО « Газпром ».

1.2 Настоящий стандарт распространяется на трубопроводную арматуру, которая в соответствии с общими техническими требованиями, установленными в СТО Газпром 2-4.1-212, поставляется на объекты ОАО « Газпром ».

1.3 Положения настоящего стандарта применяются для арматуры импортного и отече­ственного производства с номинальными диаметрами от DN 50 до DN 1400, следующих основных видов и типоразмеров (при номинальных давлениях PN не более 25 МПа из ряда нормативных номинальных давлений по ГОСТ 356):

— запорная арматура (шаровые и конусные краны, клапаны, задвижки);

— регулирующая арматура (шаровые краны, клапаны);

— предохранительная арматура (клапаны);

— обратная арматура (затворы, клапаны).

1.4 Требования, установленные в настоящем стандарте, обязательны для применения структурными подразделениями, дочерними обществами и организациями ОАО « Газпром », а также специализированными организациями, выполняющими эксплуатацию, обслуживание и техническое диагностирование трубопроводной арматуры.

2. Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты: ГОСТ 12.2.063-81 Система стандартов безопасности труда. Арматура промышленная трубопроводная. Общие требования безопасности

ГОСТ 12.2.101-84 Система стандартов безопасности труда. Пневмоприводы. Общие требования безопасности к конструкции

ГОСТ 356-80 ( СТ СЭВ 253-76) Арматура и детали трубопроводов. Давления условные, пробные и рабочие. Ряды

ГОСТ 3326-86 Клапаны запорные, клапаны и затворы обратные. Строительные длины ГОСТ 5761-2005 Клапаны на номинальное давление не более PN 250. Общие техниче­ские условия

ГОСТ 5762-2002 Арматура трубопроводная промышленная. Задвижки на номинальное давление не более PN 250. Общие технические условия

ГОСТ 9544-2005 Арматура трубопроводная запорная. Классы и нормы герметичности затворов

ГОСТ 9697-87 Клапаны запорные. Основные параметры ГОСТ 9698-86 Задвижки. Основные параметры ГОСТ 9702-87 Краны конусные и шаровые. Основные параметры ГОСТ 12.1.012-90 ССБТ. Вибрационная безопасность. Общие требования ГОСТ 12893-2005 Клапаны регулирующие односедельные, двухседельные и клеточные. Общие технические условия

ГОСТ 13252-91 Затворы обратные на номинальное давление PN О 25 МПа (250 кгс/кв. см). Общие технические условия

ГОСТ 16587-71 Клапаны предохранительные, регулирующие и регуляторы давления. Строительные длины

ГОСТ 18322-78 Система технического обслуживания и ремонта техники. Термины и определения

ГОСТ 20911-89 Техническая диагностика. Термины и определения ГОСТ 21345-2005 Краны шаровые, конусные и цилиндрические на номинальное давление не более PN 250. Общие технические условия

ГОСТ 22445-88 Затворы обратные. Основные параметры

ГОСТ 23866-87 Клапаны регулирующие односедельные, двухседельные и клеточные. Основные параметры

ГОСТ 26349-84 Соединения трубопроводов и арматура. Давления номинальные (условные). Ряды

ГОСТ 28338-89 Соединения трубопроводов и арматура. Проходы условные (размеры номинальные). Ряды

ГОСТ 28343-89 (ИСО 7121-86) Краны шаровые стальные фланцевые. Технические тре­бования

ГОСТ 28908-91 Краны шаровые и затворы дисковые. Строительные длины

ГОСТ Р 52760-2007 Арматура трубопроводная. Требования к маркировке и отличитель­ной окраске

СТО Газпром 2-3.5-045-2006 Документы нормативные для проектирования, строитель­ства и эксплуатации объектов ОАО « Газпром ». Порядок продления срока безопасной эксплу­атации линейной части магистральных газопроводов ОАО « Газпром »

СТО Газпром 2-3.5-046-2006 Документы нормативные для проектирования, строитель­ства и эксплуатации объектов ОАО « Газпром ». Порядок экспертизы технических условий на оборудование и материалы, аттестации технологий и оценки готовности организаций к выполнению работ по диагностике и ремонту объектов транспорта газа ОАО « Газпром »

СТО Газпром 2-4.1-212-2008 Общие технические требования к трубопроводной арма­туре, поставляемой на объекты ОАО « Газпром »

Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (изме­ненным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены следующие термины по ГОСТ 18322, ГОСТ 20911, ГОСТ Р 52720, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 техническое обслуживание (ТО): Комплекс операций или операция по поддержанию работоспособности или исправности изделия при использовании по назначению, ожида­нии, хранении и транспортировании.

3.2 система технического обслуживания и ремонта техники: Совокупность взаимосвязан­ных средств, документации технического обслуживания и ремонта и исполнителей, необхо­димых для поддержания и восстановления качества изделий, входящих в эту систему.

3.3 периодичность технического обслуживания (ремонта): Интервал времени или нара­ботка между данным видом технического обслуживания (ремонта) и последующим таким же видом или другим, большей сложности.

3.4 текущий ремонт (TP): Ремонт, выполняемый для обеспечения или восстановления работоспособности изделия и состоящий в замене и/или восстановлении отдельных частей.

[ГОСТ 18322-78 ( СТ СЭВ 5151-85), стр. 1]

3.5 техническое диагностирование: Определение технического состояния объекта.

3.6 техническое состояние объекта: Состояние, которое характеризуется в определен­ный момент времени, при определенных условиях внешней среды значениями параметров, установленных технической документацией на объект.

3.7 средний ремонт (CP): Ремонт, выполняемый для восстановления исправности и частичного восстановления ресурса изделий с заменой или восстановлением составных частей ограниченной номенклатуры и контролем технического состояния составных частей, выполняемом в объеме, установленном в нормативно-технической документации.

[ГОСТ 18322-78 ( СТ СЭВ 5151-85), стр. 1]

3.8 капитальный ремонт (КР): Ремонт, выполняемый для восстановления исправности и полного или близкого к полному восстановлению ресурса изделия с заменой или восстано­влением любых его частей включая базовые.

[ГОСТ 18322-78 ( СТ СЭВ 5151-85), стр. 1]

3.9 трубопроводная арматура (арматура): Техническое устройство, устанавливаемое на трубопроводах и емкостях, предназначенное для управления (перекрытия, регулирования, распределения, смешивания, фазоразделения) потоком рабочей среды (жидких, газообраз­ных, газожидкостных, порошкообразных, суспензий и т.п.) путем изменения площади про­ходного сечения.

[ГОСТ Р 52720-2007, статья 2.1]

3.10 вид арматуры: Классификационная единица, характеризующая функциональное назначение арматуры.

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 2.7]

3.11 тип арматуры: Классификационная единица, характеризующаяся направлением перемещения запирающего или регулирующего элемента относительно потока рабочей среды и определяющая основные конструктивные особенности арматуры.

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 2.8]

3.12 запорная арматура: Арматура, предназначенная для перекрытия потока рабочей среды с определенной герметичностью.

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 3.1]

3.13 регулирующая арматура: Арматура, предназначенная для регулирования параме­тров рабочей среды посредством изменения расхода.

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 3.3]

3.14 обратная арматура: Арматура, предназначенная для автоматического предотвраще­ния обратного потока рабочей среды.

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 3.5]

3.15 клапан: Тип арматуры, у которой запирающий или регулирующий элемент переме­щается параллельно оси потока рабочей среды.

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 4.2]

3.16 регулирующий клапан: Регулирующая арматура, конструктивно выполненная в виде клапана с исполнительным механизмом или ручным управлением.

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 5.41]

3.17 кран: Тип арматуры, у которой запирающий или регулирующий элемент, имеющий форму тела вращения или его части, поворачивается вокруг собственной оси, произвольно расположенной по отношению к направлению потока рабочей среды.

Примечание — Повороту запирающего или регулирующего элемента может предшествовать его возвратно-поступательное движение.

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 4.3]

3.18 шаровой кран: Кран, запирающий или регулирующий элемент которого имеет сферическую форму.

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 5.49]

3.19 конусный кран: Кран, запирающий или регулирующий элемент которого имеет форму конуса.

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 5.50]

3.20 дисковый затвор: Тип арматуры, в котором запирающий или регулирующий элемент имеет форму диска, поворачивающегося вокруг оси, перпендикулярной или распо­ложенной под углом к направлению потока рабочей среды.

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 4.4]

3.21 обратный затвор: Дисковый затвор, предназначенный для предотвращения обрат­ного потока рабочей среды.

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 5.27]

3.22 номинальное давление PN, кгс/см 2 : Наибольшее избыточное рабочее давление при температуре рабочей среды 293 К (20 °С), при котором обеспечивается заданный срок служ­бы (ресурс) корпусных деталей арматуры, имеющих определенные размеры, обоснованные расчетом на прочность при выбранных материалах и характеристиках прочности их при тем­пературе 293 К (20 °С).

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 6.1]

3.23 номинальный диаметр DN: Параметр, применяемый для трубопроводных систем в качестве характеристики присоединяемых частей арматуры.

Примечание — Номинальный диаметр приблизительно равен внутреннему диаметру при­соединяемого трубопровода, выраженному в миллиметрах и соответствующему ближайшему значе­нию из ряда чисел, принятых в установленном порядке.

Читайте также:  Узлы запорной арматуры это

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 6.2]

3.24 характеристики технические: Информация, приводимая в технических докумен­тах на арматуру, содержащая сведения о номинальном диаметре, номинальном или рабочем давлении, температуре рабочей среды, параметрах окружающей среды, габаритных разме­рах, массе, показателях надежности и других показателях, характеризующих применяемость арматуры в конкретных эксплуатационных условиях.

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 2.10]

3.25 срок службы: Календарная продолжительность эксплуатации арматуры от ее начала или возобновления после ремонта до наступления предельного состояния.

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 2.25]

3.26 ресурс: Суммарная наработка арматуры от начала эксплуатации или ее возобно­вления после ремонта до наступления предельного состояния.

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 2.26]

3.27 предельное состояние: Состояние арматуры, при котором ее дальнейшая эксплуа­тация недопустима или нецелесообразна, либо восстановление ее работоспособного состоя­ния невозможно или нецелесообразно.

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 2.28]

3.28 герметичность: Способность арматуры и отдельных ее элементов и соединений препятствовать газовому или жидкостному обмену между разделенными средами.

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 6.23]

3.29 утечка: Проникание вещества из герметизированного изделия через течи под дей­ствием перепада полного или парциального давления.

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 6.44]

3.30 корпусные детали: Детали арматуры (как правило, корпус арматуры и крышка), которые удерживают рабочую среду внутри арматуры.

Примечание — Долговечностью корпусных деталей, как правило, определяется срок службы арматуры.

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 7.1]

3.31 основные детали: Детали арматуры, разрушение которых может привести к разгер­метизации арматуры по отношению к окружающей среде.

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 7.2]

3.32 запирающий элемент: Подвижная часть затвора, связанная с приводом, позволяю­щая при взаимодействии с седлом осуществлять управление потоком рабочих сред путем изменения проходного сечения и обеспечивать определенную герметичность.

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 7.5]

3.33 затвор: Совокупность подвижных (золотник, диск, клин, шибер, плунжер и др.) и неподвижных (седло) элементов арматуры, образующих проходное сечение и соединение, препятствующее протеканию рабочей среды.

Примечание — Перемещением подвижных элементов затвора достигается изменение проходного сечения и, соответственно, пропускной способности.

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 7.3]

3.34 седло: Неподвижный или подвижный элемент затвора, установленный или сфор­мированный в корпусе арматуры.

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 7.4]

3.35 привод: Устройство для управления арматурой, предназначенное для перемещения запирающего элемента, а также для создания в случае необходимости усилия для обеспече­ния требуемой герметичности в затворе.

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 7.14]

3.36 уплотнение: Совокупность сопрягаемых элементов арматуры, обеспечивающих необходимую герметичность подвижных или неподвижных соединений деталей (узлов) арматуры.

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 7.19]

3.37 ручной дублер: Устройство, предназначенное для ручного управления арматурой с приводом, в случаях когда последний не используется по каким-либо причинам.

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 7.17]

3.38 шпиндель: Кинематический элемент арматуры, осуществляющий передачу крутя­щего момента от привода или исполнительного механизма к запирающему или регулирую­щему элементу арматуры.

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 7.23]

3.39 специализированная организация: Организация, допущенная в установленном порядке к выполнению подрядных работ на объектах магистральных газопроводов ОАО « Газпром ».

3.40 эксплуатирующая организация: Юридическое лицо, осуществляющее эксплуата­цию объектов ОАО « Газпром ».


4. Обозначения и сокращения

В настоящем стандарте использованы следующие обозначения и сокращения:

DN (Д ) — диаметр номинальный, мм;

Рпр — давление пробное, МПа;

Рраб — давление рабочее, МПа;

PN ( Р ) — давление номинальное, МПа;

ЗИП — запасные части, инструменты и принадлежности;

КД — конструкторская документация;

КИПиА — контрольно-измерительные приборы и автоматика;

КС — компрессорная станция;

JI4 МГ — линейная часть магистрального газопровода;

МГ — магистральный газопровод;

НТД — нормативно-техническая документация;

ПНР — пусконаладочные работы;

ПОЭ — производственный отдел по эксплуатации;

РЭ — руководство по эксплуатации;

ТОиР — техническое обслуживание и ремонт;

ТПА — трубопроводная арматура;

ТУ — технические условия.

5. Общие положения

5.1. Трубопроводная арматура является одним из видов оборудования ОАО « Газпром », на котором в соответствии с требованиями нормативной документации предусматривается выполнение ТОиР.

5.2 Система технического обслуживания и ремонта обеспечивает своевременное и качественное выполнение работ, направленных на поддержание исправного состояния, безо­пасной и надежной эксплуатации трубопроводной арматуры.

5.3 Система ТОиР трубопроводной арматуры включает, наряду с техническим обслужива­нием и ремонтом, мероприятия по вводу в эксплуатацию (входной контроль, проверку комплект­ности, визуальный осмотр и т.д.), а также периодическую техническую диагностику оборудования.

5.4 ТОиР осуществляется по утвержденным планам-графикам, с учетом технического состояния арматуры. Обслуживание арматуры проводится в соответствии с РЭ и данным стандартом.

5.5 Виды работ по обслуживанию арматуры:

— плановый осмотр (ТО-1);

— сезонное обслуживание (ТО-2);

— текущий ремонт (TP);

— техническое диагностирование (ТД);

— средний ремонт (CP);

— капитальный ремонт (КР);

— обслуживание при хранении (ТО при хранении);

— обслуживание при консервации объекта (ТО при консервации).

Система ТОиР не предусматривает внеплановые работы, связанные с аварийными ситуациями.

5.6 Информация о техническом состоянии арматуры вносится в базу данных информа­ционной системы ССД «Инфотех» ОАО « Газпром » в соответствии с Регламентом [1].

5.7 Комплекс операций по обслуживанию арматуры определяется разделом 8 настоя­щего стандарта. Периодичность их проведения — в соответствии с приложением А.

6. Организационно-технические мероприятия

6.1 Техническое и методическое руководство эксплуатацией арматуры осуществляется производственными отделами по эксплуатации (ПОЭ) эксплуатирующих организаций по направлениям деятельности.

6.2 Начальники ПОЭ эксплуатирующей организации несут ответственность за органи­зацию и выполнение работ по техническому обслуживанию, диагностированию и ремонту арматуры и осуществляют ведение эксплуатационной документации.

6.3 В эксплуатирующих организациях разрабатываются необходимые для выполнения ТОиР нормативные документы (руководства, инструкции и т.д.) с учетом специфики эксплу­атации арматуры и в соответствии с настоящим стандартам.

6.4 Эксплуатирующие организации разрабатывают план по ТОиР трубопроводной арматуры, который согласовывается и утверждается в соответствии с установленным в ОАО « Газпром » порядком.

6.5 Д ля проведения работ по ТОиР, связанных с полной остановкой производственных объектов, изменением объемов производства, в эксплуатирующей организации разрабатыва­ется сводный годовой план-график вывода объектов в ремонт, который согласовывается с заин­тересованными структурными подразделениями ОАО « Газпром » в установленном порядке.

6.6 Формирование заявок и обоснование лимитов на выполнение работ по ТОиР и обеспечение материально-техническими ресурсами осуществляется в соответствии с устано­вленным в ОАО « Газпром » порядком.

6.7 Стоимость работ по ТОиР арматуры определяется в соответствии с прейскуранта­ми, утвержденными ОАО « Газпром ». По работам, на которые отсутствуют прейскуранты, до их утверждения стоимость обосновывается на основании нормативных документов ОАО « Газпром ».

6.8 ТОиР арматуры проводится в зависимости от выбранной филиалом эксплуатирую­щей организации формы обслуживания: эксплуатационными службами, выделенными струк­турными подразделениями или специализированными организациями, имеющими соответ­ствующее разрешение на производство работ в соответствии с законодательными актами РФ и нормативными документами.

6.9 Специализированная организация, проводящая техническое обслуживание или диагностирование арматуры, должна пройти процедуру оценки готовности к выполнению работ в соответствии с СТО Газпром 2-3.5-046 и должна быть включена в реестр организаций ОАО « Газпром », допущенных к выполнению работ.

6.10 Работы, выполняемые специализированными организациями, осуществляются по соответствующим договорам.

6.11 Работы по ТОиР арматуры проводятся с применением материалов и оборудова­ния, включенных в реестр ОАО « Газпром ».

6.12 П о завершении работ по ТОиР составляется акт сдачи-приемки выполненных работ с указанием использованных материально-технических ресурсов.

7. Основные требования по вводу в эксплуатацию

7.1 Общие положения

7.1.1 Н а объектах добычи, переработки, транспортировки, подземного хранения и использования газа эксплуатируется трубопроводная арматура, разрешенная к применению в ОАО « Газпром ».

7.1.2 Арматура эксплуатируется в строгом соответствии с ее назначением в части рабо­чих параметров, сред, условий эксплуатации и характеристик надежности.

7.1.3 Согласно требованиям СТО Газпром 2-4.1-212 арматура, установленная в техноло­гических обвязках, обеспечивает:

— надежность функционирования и безопасность для персонала в рабочих условиях;

— заданную прочность корпуса при выполнении функций открытия и закрытия;

— достаточное усилие или крутящий момент и удержание запирающего или регулирую­щего элемента в требуемом положении;

— плотность материала корпусных деталей и сварных швов;

— отсутствие утечек во внешнюю среду;

— исключение недопустимых ударов при открытии и закрытии;

— обеспечение требуемых НТД показателей диэлектрических свойств защитного покрытия корпуса (нормального и усиленного типов) и блока управления приводом;

— требуемую герметичность затвора.

7.2 Предмонтажные работы и испытания

7.2.1 Предмонтажные работы проводятся на строительной площадке МГ перед врезкой арматуры в трубопровод.

7.2.2 П ри проведении предмонтажных работ необходимо:

— освободить арматуру от транспортной упаковки и снять заглушки с патрубков;

— расконсервировать и очистить корпусные детали от смазки и грязи;

— проверить затяжку резьбовых соединений корпуса, колонны-удлинителя и привода, болтовых и ниппельных соединений и при необходимости подтянуть их;

— проверить надежность крепления трубопроводов обвязки, расположенных вдоль кор­пуса и колонны удлинителя, съемных металлических кожухов для защиты от механических повреждений;

— проверить уровень демпферной технической жидкости в приводах и заправить, в слу­чае если произошла ее утечка или это не сделано производителем арматуры;

Примечание — Гидросистемы пневмо- и электрогидравлических приводов арматуры произ­водитель заправляет демпферной жидкостью с указанием марки заправленной демпферной жидкости на гидроцилиндре. При эксплуатации допускают применение аналогов демпферных жидкостей, разре­шенных к применению в ОАО « Газпром ». При замене демпферной жидкости гидросистему опорожня­ют полностью и промывают, попадание воды в системы пневмогидравлического управления в процес­се эксплуатации не допускают. Марку заправленной демпферной жидкости заносят в журнал техниче­ского обслуживания и ремонта, технический паспорт и при изменении марки меняют надпись на гидроцилиндре привода.

— проверить работоспособность ручного дублера, наличие утечек демпферной жидко­сти и регулировку упоров на приводах по конечным положениям затвора (муфты крутящего момента или осевого усилия проверяют на значение крутящего момента или осевого усилия, указанного в эксплуатационной документации);

— дозаполнить смазкой систему уплотнения затвора и шпинделя смазкой;

Примечание — Для смазки, промывки, восстановления герметичности уплотнений взапо р- ной арматуре применяют консистентные смазки, промывочные составы и герметизирующие пасты, разрешенные к применению в ОАО « Газпром ».

— обеспечить защиту внутренних полостей арматуры от попадания шлака, окалины и других предметов.

7.2.3 Поставка арматуры производится узлами максимальной готовности. Арматура DN > 700 может поставляться раздельно, после врезки узла корпуса проводят монтаж приво­да, удлинителя и колонны согласно маркировке (порядковому номеру), нанесенной на этих узлах.

7.2.4 П о результатам предмонтажной подготовки оформляется акт о проведенных работах и проверках.

7.2.5 Арматура, на которой невозможно проведение гидравлических испытаний в составе трубопровода, подвергается гидравлическим испытаниям на прочность и плотность материала корпусных деталей и сварных швов на специализированном участке. Испытания проводятся по утвержденной методике испытаний. В случае появления при гидравлических испытаниях течи или «потения» через металл, а также поломок, трещин, остаточных дефор­маций в виде выпучивания, увеличения диаметров и других дефектов, определяемых визуаль­но, арматура считается не выдержавшей испытания. По результатам испытаний оформляется акт, претензии по качеству предъявляются изготовителю арматуры.

7.2.6 П осле гидравлических испытаний производят удаление воды из корпуса арматуры.

7.2.7 Арматура с истекшим сроком хранения перед монтажом в газопровод подвергает­ся ревизии, испытанию на работоспособность и герметичность затвора. Проверка проводит­ся по утвержденной методике испытаний. По результатам работ оформляется акт.

7.3 Монтажные и пусконаладочные работы

7.3.1 Монтаж арматуры проводится в соответствии с РЭ и проектной документацией. Установочное положение должно соответствовать требованиям стандартов и ТУ.

7.3.2 Установленная в соответствии с проектом арматура не должна испытывать нагру­зок от трубопровода (при изгибе, сжатии, растяжении, кручении, перекосах, вибрации, неравномерности затяжки крепежа и т.д.).

7.3.3 Строповка арматуры осуществляется за специально сделанные проушины, рым- болты, элементы конструкции или места крепления, указанные в эксплуатационной или кон­структорской документации.

7.3.4 П ри приварке арматуры к трубопроводам принимаются меры, исключающие попадание во внутренние полости корпуса сварного грата и окалины, а также обеспечивается температура нагрева патрубков арматуры в соответствии с РЭ.

7.3.5 Арматура размещается в местах, доступных для удобного и безопасного обслужи­вания и ремонта. Штурвал или рукоятка ручного привода арматуры располагается на высоте не более 1,6 м.

7.3.6 В местах установки арматуры массой более 50 кг, требующей периодической раз­борки, предусматриваются переносные или стационарные средства механизации для монта­жа и демонтажа.

7.3.7 Электроприводы, установленные на открытой площадке, должны быть защище­ны от прямого воздействия атмосферных осадков.

7.3.8 Электроприводы и узлы управления арматурой заземляются в соответствии с проектом. Эксплуатация заземляющих устройств осуществляется в соответствии с требова­ниями Правил [2].

7.3.9 Работы по наладке и пуску арматуры выполняются после завершения строител ь- но-монтажных работ, испытаний технологических трубопроводов и передачи арматуры в ПНР с оформлением акта.

7.3.10 Пусконаладочные работы на арматуре проводятся в соответствии с действующей в ОАО « Газпром » нормативно-технической документацией, которая предусматривает выпол­нение работ, необходимых для проведения испытаний отдельных узлов, деталей и механизмов арматуры, с целью подготовки к комплексному опробованию.

7.3.11 Д о проведения комплексного обследования все неполадки и замечания устраня­ются организацией, выполняющей пусконаладочные работы, и оформляется акт рабочей комиссии о приемке арматуры после индивидуальных испытаний.

Читайте также:  Нормы испытания запорной арматуры

7.3.12 П ри вводе арматуры в эксплуатацию проводится ее комплексное опробование в течение 72 часов (при наличии давления технологического и импульсного газа), обеспечиваю­щее совместную взаимосвязанную работу арматуры и оборудования в предусмотренном про­ектом технологическом процессе на холостом ходу, с последующим переводом оборудования на работу под нагрузкой и выводом на устойчивый проектный технологический режим эксплуатации.

7.3.13 Пусконаладочные работы завершаются составлением и утверждением акта рабо­чей комиссии о приемке арматуры в эксплуатацию.

7.4 Входной контроль

7.4.1 Входной контроль проводится после проведения монтажных или пусконаладоч­ных работ на арматуре. Входной контроль арматуры осуществляется с привлечением обучен­ных и аттестованных специалистов.

7.4.2 П ри проведении входного контроля необходимо:

— проверить комплектность в соответствии с 7.5;

— провести визуальный осмотр в соответствии с 7.6.

7.4.3 Передача арматуры от одной организации другой осуществляется при наличии актов приема-передачи и актов проведения входного контроля или дефектной ведомости о ненадлежащем качестве, некомплектности, нарушении правил маркировки и т.д.

7.4.4 Арматура, не прошедшая входной контроль, в эксплуатацию не допускается.

7.5 Проверка комплектности

7.5.1 В комплект поставки должны входить:

— арматура с приводом в соответствии со спецификацией;

— комплект быстро изнашиваемых деталей, инструментов и принадлежностей, деталей и узлов с ограниченным сроком службы, необходимых для эксплуатации и технического обслуживания арматуры в соответствии с ведомостью ЗИП, оговариваемый при оформлении договора на поставку;

— эксплуатационная и сопроводительная документация (паспорт; схемы управления приводами; документация на систему контроля и позиционирования, автомат аварийного закрытия крана; руководство по монтажу, наладке, эксплуатации и технологическому обслу­живанию; разрешение Федеральной службы по технологическому, экологическому и атомно­му надзору (Ростехнадзор) на применение; сертификат соответствия системы сертификации ГОСТ Р 52760-2007; упаковочный лист).

Вся документация на русском языке.

7.5.2 В паспорте арматуры должно быть указано:

— полное наименование арматуры;

— код по общероссийскому классификатору продукции;

— документ, по которому выпускается трубопроводная арматура;

— технические характеристики (DN; PN; основные геометрические и присоединитель­ные размеры арматуры; вид рабочей среды; максимальная температура рабочей среды; для предохранительных клапанов дополнительно должны быть указаны коэффициенты расхода, а также площадь сечения, к которой они отнесены; результаты приемосдаточных испытаний арматуры с результатами испытаний на прочность и плотность материала корпусных деталей и сварных швов, на герметичность относительно внешней среды, на работоспособность, на герметичность запорного органа, испытаний антикоррозионного покрытия; показатели надежности; срок хранения);

— марки материалов основных деталей и крепежа;

— сведения о наплавочных материалах, химическом составе и механической прочности материалов, примененных при изготовлении корпусных деталей, оси и узла затвора;

— сведения о сварных соединениях (швах) и методах контроля;

— сведения, подтверждающие проведение неразрущающего контроля детали сборочно­го узла или зоны, обозначенной в КД на изделие (акты по результатам контроля);

— свидетельства о приемке;

— свидетельство о консервации;

— вид исполнения, дата выпуска и серийный номер.

7.5.3 В руководстве по монтажу, наладке, эксплуатации и технологическому обслужи­ванию арматуры указывают:

— основные показатели назначения;

— пояснение информации, включенной в маркировку арматуры;

— перечень материалов основных деталей арматуры;

— основные геометрические и присоединительные размеры арматуры (в том числе наружный и внутренний диаметры патрубков и тип разделки кромок патрубков под приварку) — если не указываются в паспорте арматуры;

— информацию о видах опасных воздействий, если арматура может представлять опас­ность для жизни и здоровья людей или окружающей среды и мерах по их предупреждению и предотвращению;

— объем входного контроля перед монтажом арматуры;

— объем наладочных работ (при необходимости);

— методику проведения контрольных испытаний (проверок) арматуры и ее основных узлов, порядок технического обслуживания, ремонта и диагностирования;

— перечень возможных отказов и критерии предельных состояний элементов арматуры, а также перечень деталей и комплектующих изделий, требующих периодической замены в течени и срока службы арматуры;

— порядок и правила транспортировки, хранения и утилизации арматуры;

— меры безопасности при эксплуатации, невыполнение которых может привести к опасным последствиям для жизни, здоровья человека и окружающей среды.

7.6 Визуальный осмотр

7.6.1 П ри проведении визуального осмотра необходимо проверить:

— маркировку в соответствии с 7.5.2—7.5.6;

— состояние лакокрасочного покрытия корпуса, основных узлов и деталей;

— отсутствие протечек в соединениях;

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

— состояние сварных швов.

7.6.2 Арматура DN 50 и более должна иметь следующую маркировку:

— наименование или товарный знак организации-изготовителя (на корпусе и табличке);

— логотип сертификационного органа, выдавшего сертификат соответствия (на табличке);

— марку или условное обозначение материала корпуса (на корпусе);

— марку или условное обозначение материала концов под приварку (на концах под при­варку или табличке);

— заводской номер и год изготовления (на корпусе и табличке);

— обозначение арматуры (на корпусе и табличке);

— давление номинальное PN (на корпусе и табличке);

— диаметр номинальный (проход условный) DN (на корпусе и табличке);

— климатическое исполнение и категория размещения (на корпусе и табличке);

— монтажный номер арматуры — при дополнительном указании в заказе (на табличке);

— сейсмостойкость (на корпусе);

— стрелку, указывающую направление рабочей среды — для арматуры, предназначенной для одностороннего направления рабочей среды (на корпусе);

— стрелки на маховиках управления арматурой, указывающие направление вращения, и буквы «О» и «3» или слова «открыто», «закрыто»;

— массу, кг (на корпусе);

— клеймо отдела технического контроля (на корпусе);

— фактическое значение эквивалента углерода [С ]э материала патрубков должно быть нанесено на внутренней или наружной поверхности патрубков корпуса любым способом, обеспечивающим сохранность маркировки;

— на запорной арматуре должна быть маркировка положения (указатели положения) затвора.

На кранах надземного исполнения табличка с маркировкой крепится на лицевую сто­рону фланца или на корпус крана, на кранах подземного исполнения табличку с маркировкой дублировать на верхней части колонны.

7.6.3 Н а боковой части привода (со стороны насоса) должна быть прикреплена таблич­ка из нержавеющей стали, на которой должны быть нанесены следующие сведения о приводе:

— фирменный знак или название организации-изготовителя;

— типовое обозначение привода;

— заводской порядковый номер привода;

— монтажный номер привода при указании в опросном листе на арматуру;

7.6.4 Способ нанесения маркировки:

— для литой арматуры — литьем, ударным способом;

— для штампосварной и кованосварной арматуры — ударным способом;

— для транспортной тары — краской.

7.6.5 Арматура номинальным диаметром менее DN 50 должна иметь маркировку, когда это определено стандартом (ТУ, КД) на конкретное изделие.

7.6.6 Организация-изготовитель арматуры может вводить дополнительную маркировку по ГОСТ Р 52760 и другие знаки, если это не противоречит стандартам, ТУ и КД на конкрет­ное изделие.

8 Комплекс операций по обслуживанию

8.1 Периодический осмотр ТО-1

8.1.1 П ри проведении периодического осмотра проверяется:

— наличие заводской маркировки, надписи технологического номера и указателя поло­жения затвора;

— комплектность и целостность основных узлов и деталей;

— герметичность резьбовых, сварных и фланцевых соединений основных узлов и дета­лей: корпуса, колонны-удлинителя шпинделя, привода, редуктора, демпфирующего устрой­ства (амортизатора), трубок и фитингов подвода смазки в уплотнения седел и шпинделя, трубной обвязки гидросистемы, трубок импульсного газа, блока управления, гидроцилиндров и гидробаллонов, ручного насоса, расширительного бака, автомата аварийного закрытия;

— оборудование КИПиА: состояние и дата поверки манометров, надежность крепления и целостность кабельных вводов, отсутствие обрывов заземления блока управления, целост­ность клеммных коробок и взрывонепроницаемых оболочек, наличие маркировок по взрыв о- защите;

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

— работоспособность арматуры (осуществляется маневрированием ручным насосом или штурвалом на 5—10°).

8.1.2 Результаты проведения периодического осмотра заносятся в журнал ремонтных работ и паспорт на арматуру.

8.2 Сезонное обслуживание ТО-2

8.2.1 Сезонное обслуживание ТО-2 проводится при подготовке арматуры к осенне- зимнему и летнему периодам эксплуатации.

8.2.2 Работы по ТО-2 проводятся также перед проведением на объектах добычи, пере­работки, транспортировки, подземного хранения и использования газа ремонтных работ, свя­занных с отключением участка магистрального газопровода.

8.2.3 П ри проведении сезонного обслуживания проводятся работы по ТО-1, а также проверяется:

а) для шаровых и конусных кранов:

1) уровень демпферной жидкости (со сливом отстоя) в баллонах пневмогидравлического привода, наличие смазки в подшипниках, трущихся поверхностях винторычажных деталей и кулисного механизма привода;

2) герметичность уплотнений поршней и штоков силовых цилиндров пневмогидравлического привода;

3) правильность установки затвора в крайнем положении;

4) работоспособность и регулировку дросселей-регуляторов расхода демпферной жид­кости для перестановки затвора;

5) работоспособность и герметичность реверсивных, перепускных и обратных клапа­нов систем управления приводом;

6) работоспособность ручного насоса-дублера и переключателей режима работ;

7) наличие воздуха в гидросистеме привода;

8) наличие влаги и конденсата в зашаровой полости (через дренажную линию);

9) срабатывание и настройка конечных выключателей;

10) наличие смазки в системе уплотнения затвора и шпинделя в закрытом положении;

11) работоспособность крана проведением полного цикла перестановки затвора арма­туры дистанционным управлением;

12) работоспособность системы управления (линейной телемеханики) и системы резерви­рования импульсного газа;

1) наличие смазки в трущихся поверхностях;

2) срабатывание путевых выключателей и настройка муфты ограничения крутящего момента;

3) защита электродвигателя от перегрузок и перекоса фаз;

4) наличие влаги в подшиберном пространстве задвижек и колонне-удлинителе шпинделя;

5) работоспособность задвижки дистанционным управлением, осуществляемая пере­становкой затвора дистанционно от системы телемеханики в «открытое — закрытое» положе­ние, с проверкой прямолинейности выдвижной части и отсутствия повреждений резьбы шпинделя;

в) для регулирующей арматуры :

1) уровень демпферной жидкости в маслобаке блока регулирования, наличие смазки в трущихся поверхностях кулисного механизма привода;

2) давление газа в поршневом аккумуляторе;

3) наличие смазки в подшипниках электродвигателя масляного насоса блока электр о- гидравлического управления;

4) электрические параметры электродвигателя масляного насоса;

5) работоспособность нагревательной ленты;

6) работоспособность ручного насоса-дублера;

г) для предохранительной и обратной арматуры:

1) уровень демпферной жидкости и работоспособность регулировочного вентиля пере­пускной линии демпфирующих устройств (амортизаторов) обратных затворов;

2) работоспособность предохранительного клапана, осуществляемая открытием устройства проверки исправности действия клапана (возможность принудительного откры­тия обеспечивается при давлении, равном 80 % давления настройки).

8.2.4 Результаты проведения сезонного обслуживания заносятся в журнал ремонтных работ и паспорт на арматуру.

8.3 Текущий ремонт

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

8.3.2 П ри проведении текущего ремонта проводится:

а) для шаровых и конусных кранов:

1) зачистка, грунтовка и окраска лакокрасочных поверхностей корпуса, колонны-у д- линителя и привода, которые подверглись коррозии;

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

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

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

5) замена демпферной жидкости гидросистемы привода;

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

7) набивка очистительной и герметизирующей смазки в седла затвора, шпиндель;

8) ревизия ручного насоса-дублера и переключателей режима работ;

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

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

11) ревизия оборудования КИПиА, измерение сопротивления изоляции и заземления;

6) для задвижек:

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

3) подтяжка всех резьбовых соединений корпуса и колонны-удлинителя;

4) ревизия, набивка сальникового уплотнения и нажимной втулки;

5) прогонка шпинделя по гайке на всю рабочую длину;

6) нанесение защитной смазки на шпиндель;

7) подтяжка контактных соединений электропривода и восстановление изоляции выходных концов проводов;

8) ревизия уплотнителей взрывозащиты подшипников электродвигателя;

9) проверка правильности посадки крыльчатки вентилятора электродвигателя ;

10) ревизия подшипникового узла штока после его фиксации;

11) регулировка конечных выключателей и муфты ограничения крутящего момента на отключение по допустимым значениям;

12) ревизия оборудования КИПиА, измерение сопротивления изоляции и заземления;

в) для регулирующей арматуры:

1) зачистка, грунтовка и окраска лакокрасочных поверхностей корпуса, колонны-у д- линителя и привода, которые подверглись коррозии;

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

3) чистка фильтров-осушителей и замена адсорбента с последующей его регенерацией, сброс влаги и твердых частиц из конденсационного сепаратора;

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

5) регулировка каналов измерений давления газа Р 1 (вход газа на регулятор, при нали­чии), Р2 (выход газа из регулятора);

6) ревизия ручного насоса-дублера;

7) настройка программного обеспечения блока управления крана-регулятора, ревизия исполнительного механизма и регулирующего устройства крана-регулятора;

8) подзарядка аккумулятора в электронном блоке управления;

9) настройка концевых выключателей;

10) ревизия оборудования КИПиА, измерение сопротивление изоляции и заземления;

г) для предохранительной и обратной арматуры:

1) зачистка, грунтовка и окраска лакокрасочных поверхностей корпуса, которые под­верглись коррозии;

2) ревизия демпфирующего устройства (амортизатора), замена демпферной жидкости и регулирование вентиля перепускной линии обратного затвора;

Читайте также:  Монтаж демонтаж запорной арматуры

3) ревизия и ремонт обратного затвора с разборкой, в ходе которой проверяются состоя­ние уплотнительных колец и прокладок, внутренней поверхности, целостность крепежа и уста­новки шплинтов в соединениях, требуемые зазоры и плавность перемещения затвора;

4) настройка пружины предохранительного клапана в пределах плюс 7 % от давления настройки (рабочего давления).

8.3.3 Результаты проведения текущего ремонта заносятся в журнал ремонтных работ и паспорт на арматуру.

8.4 Техническое диагностирование

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

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

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

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

— проводится реконструкция, модернизация или капитальный ремонт магистрального трубопровода.

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

8.4.3 К основным видам работ при проведении технического диагностирования арма­туры относятся:

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

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

— контроль работоспособности (функционирования) привода;

— контроль герметичности затвора;

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

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

8.4.4 Результаты проведения технического диагностирования заносятся в журнал ремонтных работ и паспорт на арматуру.

8.5 Средний и капитальный ремонты

8.5.2 Средний и капитальный ремонт арматуры проводится по результатам техническо­го диагностирования.

8.5.3 Средний ремонт производится без демонтажа с трубопровода. При проведении среднего ремонта арматуры могут быть проведены следующие виды работ:

— модернизация пневмогидравлической системы управления приводом;

— ремонт гидроцилиндров, замена уплотнений поршней;

— замена уплотнения шпинделя, сальника с набивкой герметизирующей смазки;

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

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

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

— замена уплотнения фланцевого соединения корпуса или колонны-удлинителя;

— ремонт или замена подшипника бугельного узла;

— ремонт демпфирующего устройства (амортизатора);

— ремонт или замена оборудования КИПиА;

8.5.4 Капитальный ремонт производится с демонтажем ТПА в условиях специализиро­ванной организации.

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

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

— восстановление герметичности затвора;

— ремонт корпусных деталей;

— замену дефектных изношенных деталей.

8.5.6 П осле капитального ремонта арматура, в условиях специализированной органи­зации, подвергается приемосдаточным испытаниям.

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

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

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

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

8.5.11 П о результатам проведенного капитального ремонта в паспорт арматуры вносят­ся следующие сведения:

— наименование специализированной ремонтной организации (подразделения);

— объем (состав) ремонта;

— материал введенных в состав арматуры элементов;

— материал наплавок при пайке;

— марка электродов при сварке;

— значения показателей надежности — при их изменении;

— проведенные испытания и их результаты;

— значения назначенных показателей, в случае их продления.

8.6 Обслуживание при хранении

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

8.6.2 П ри обслуживании арматуры аварийного запаса, находящейся на хранении, про­веряют:

— наличие эксплуатационной и сопроводительной документации;

— комплектность по паспорту;

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

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

— отсутствие расслоений любого размера на торцах патрубков;

— состояние лакокрасочного покрытия корпуса, основных узлов и деталей;

— наличие и уровень демпферной жидкости в гидросистеме привода;

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

— состояние сварных швов.

8.6.3 Результаты проведения обслуживания заносятся в паспорт на арматуру.

8.7 Обслуживание при консервации объекта

8.7.1 П ри обслуживании арматуры объекта, находящегося в консервации, проверяют:

— комплектность и целостность основных узлов и деталей;

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

— состояние лакокрасочного покрытия корпуса, основных узлов и деталей;

— наличие и уровень демпферной жидкости в гидросистеме привода;

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

8.7.2 Результаты проведения обслуживания заносятся в паспорт на арматуру

9 Требования к техническому контролю после проведения капитального ремонта

9.1 Технический контроль арматуры после проведения капитального ремонта прово­дится специализированной организацией.

9.2 Технический контроль осуществляется в соответствии с ТУ, разработанными в спе­циализированной организации и согласованными с эксплуатирующей организацией.

9.3 П ри техническом контроле применяются такие виды и объемы контроля арматуры, которые обеспечили бы ее безопасность, выявление недопустимых дефектов, ее высокое

качество и надежность в эксплуатации. Если после или в процессе капитального ремонта арматуры требуется проведение комплекса испытаний, то они проводятся в полном объеме с выполнением всех требований организации-изготовителя.

10. Требования безопасности при эксплуатации

10.1 Требования, обеспечивающие безопасность при эксплуатации арматуры:

— установка, монтаж, наладка и эксплуатация должны выполняться в соответствии с требованиями руководства по эксплуатации;

— при эксплуатации арматуры должны проводиться ее техническое обслуживание, диагностирование и ремонт в соответствии с разделом 8;

— к входному контролю, эксплуатации, техническому обслуживанию, ремонту, техни­ческому диагностированию арматуры допускается квалифицированный персонал, изучив­ший устройство арматуры и эксплуатационную документацию, выполняющий требования ГОСТ 12.2.063, ПБ 03-576-03 [5], ВРД 39-1.10-006-2002 [6] и ПБ 08-624-03 [7], прошедший проверку знаний и допущенный к проведению работ в установленном порядке;

— при эксплуатации эксплуатирующая организация должна принимать организацион­ные и технические меры по предупреждению возможности нанесения ущерба здоровью людей или окружающей среде и проведению необходимых действий при возникновении опасных ситуаций;

— при эксплуатации должен вестись учет наработки, обеспечивающий контроль дости­жения назначенных показателей и показателей надежности по долговечности;

— эксплуатация арматуры должна быть прекращена при наступлении предельного состояния.

10.2 П ри эксплуатации арматуры особое внимание обращают:

— на выполнение функции закрытия и открытия;

— скорость сброса давления;

— температуру поверхности корпусных деталей и рабочей среды.

10.3 Д ля обеспечения безопасной работы запрещается:

— эксплуатировать арматуру при отсутствии эксплуатационной документации (пас­порт, РЭ);

— использовать арматуру для работы в условиях, превышающих указанные в РЭ;

— производить работы по устранению дефектов, подтяжку уплотнения, резьбовых соединений трубной обвязки и фитингов, находящихся под давлением;

— соединять сброс газа из предохранительной арматуры разных потребителей на одну свечу и монтаж запорной арматуры после предохранительной с разным давлением;

— использовать арматуру в качестве опор для оборудования и трубопроводов;

— применять для управления арматурой рычаги, удлиняющие плечо рукоятки или махо­вика, не предусмотренные инструкцией по эксплуатации;

— применять удлинители к ключам для крепежных деталей;

— вскрывать крышку корпуса конечных выключателей без снятия напряжения с питаю­щей электрической линии;

— эксплуатировать опломбированную арматуру при поврежденных гарантийных пломбах;

— производить перестановку приводов от энергии давления сжатого кислорода;

— стравливать импульсный газ или переставлять арматуру во время грозы;

— дросселирование газа при частично открытом затворе запорной арматуры;

10.4 Арматура не должна являться источником шума, вибрации, ультразвуковых коле­баний. Требования безопасности в части вибрации — по ГОСТ 12. 1.012.

10.5 Арматура должна быть герметичной по отношению к внешней среде. Утечки не допускаются.

10.6 При разборке и сборке деталей арматуры необходимо предохранять уплотнител ь- ные поверхности от повреждения.

10.7 Проверка технического состояния узлов системы управления производится после отключения линий отбора импульсного газа и стравливания газа из системы управления. При проведении сброса давления газа из системы управления арматуры или корпуса, а также дре­нировании влаги и конденсата персонал находится в безопасной зоне: в стороне, противопо­ложной направлению струи газа или жидкости.

10.8 Работы выполняются исправным стандартным инструментом (в искробезопасном исполнении), указанным в инструкции для соответствующего типа арматуры.

10.9 П ри проведении работ по дозаправке гидросистемы арматуры необходимо удалять демпферную жидкость с поверхности привода и корпуса.

10.10 П ри перемерзании затвора арматуры, узла управления, импульсных трубок обо­грев производится подогретым воздухом, паром или электротенами (во взрывобезопасном исполнении). Запрещается применение для этих целей устройств с открытым пламенем или взрывоопасных газов.

10.11 Перестановку затворов арматуры на ЛЧ МГ и узлах подключения КС (обводного, входного и выходного газопроводов), за исключением аварийных случаев, осуществляют с разрешения производственно-диспетчерской службы (ПДС) эксплуатирующей организации.

10.12 Арматуру DN 500 и более следует открывать при перепаде давления газа на затво­ре не более 0,2 МПа.

10.13 Открытие свечной и байпасной арматуры при стравливании и перепуске газа производится без пауз во избежание вибрации трубной обвязки до полного поворота затвора в положение «открыто». При стравливании газа через свечной кран следует убедиться в надежности крепления свечи трубопровода.

10.14 П ри выполнении работ на арматуре с электроприводом необходимо соблюдать правила безопасности, указанные в эксплуатационной документации на электропривод. Электроприводы должны быть выполнены во взрывозащищенном исполнении.

10.15 Демонтированную арматуру после дефектовки направляют специализированным организациям, либо она подлежит списанию. Детали, вышедшие из строя и отработавшие свой ресурс, передаются на специализированные предприятия по переработке материалов.

Приложение А( обязательное)

Периодичность проведения комплекса операций по обслуживанию арматуры

Таблица А. 1 — Периодичность проведения комплекса операций по обслуживанию арматуры

Наменование ТПА

ТО-1

ТО-2

TP

тд

CP и КР

ТО
при хранении и консервации

Запорная арматура DN 50-200:

1. шаровые и конусные краны;

2. задвижки

1 раз в 3 мес.

1 раз в 6 мес.

По результатам ТО-1, ТО-2

В соответствии с 8.4.1

По
результатам ТД

1 раз в 12 мес.

Запорная арматура DN 300-1400:

1. шаровые и конусные краны;

2. задвижки

1 раз в 1 мес.

1 раз в 6 мес.

По результатам ТО-1, ТО-2

В соответствии с 8.4.1

По результатам
тд

1 раз в 12 мес.

Регулирующая арматура DN 50-1400:

1. регулирующие шаровые краны;

2. регулирующие клапаны

1 раз в 1 мес.

1 раз в 6 мес.

По результатам ТО-1, ТО-2

В соответствии с 8.4.1

По результатам
тд

1 раз в 12 мес.

Предохранительная арматура DN 50-1400:

1. обратные клапаны;

2. предохранительные клапаны;

3. обратные затворы

1 раз в 3 мес.

1 раз в 12 мес.

По результатам ТО-1, ТО-2

В соответствии с 8.4.1

По результатам
тд

1 раз в 12 мес.

[1]Регламент сбора, передачи, обработки и хранения данных о технологических объектах добычи, транспорта и подземного хранения газа ЕСГ (ССД «Инфотех») (утвержден распоряжением ОАО « Газпром » от 15.11.2004 г. № 327)

[2]Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей (утверждены прика­зом Минэнерго России от 13.01.2003 г. № 6)

[3]Руководящий документ. Положение о порядке продления срока безопа с- Госгортехнадзора России ной эксплуатации технических устройств, РД 03-484-02 оборудования и сооружений на опасных произ­

[4] Правила безопасности Госгортехнадзора России ПБ 03-246-98 Правила проведения экспертизы промышленной безопасности

[5] Правила безопасности Госгортехнадзора России ПБ 03-576-03 Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением

[6] Ведомственный руководящий документ ОАО « Газпром » ВРД 39-1.10-006-2002 Правила безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов

[7] Правила безопасности Госгортехнадзора России ПБ 08-624-03 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности

Источник