Гидрожидкости для запорной арматуры

Смазки для трубопроводной арматуры

С использованием смазки трубопроводная арматура выдерживает несколько тысяч ходов (не менее, чем указано в техпаспорте) и не имеет заметных следов износа. Без смазочного материала детали быстро подвергаются коррозии, механическому и химическому воздействию, поэтому регулярная обработка трубопроводной арматуры смазкой — обязательная процедура, позволяющая повысить срок службы оборудования, предотвратить поломки и снизить простои производства.

Разновидности

Выбор смазочного материала зависит от назначения арматуры и внешних условий работы. На производстве используется 2 вида арматуры:

запорная, которая перекрывает потоки;
регулирующая, изменяющая интенсивность потоков, их направление.

Трубопроводная арматура включает ряд узлов: вращающиеся краны, вентили и клапаны, дисковые затворы, задвижки, неподвижные фланцевые и резьбовые соединения. Например, при эксплуатации энергосистем наиболее часто используется запорно-регулирующая арматура, работающая в условиях повышенных температур, подверженная высоким механическим нагрузкам, перепадам давления. В таком случае смазка должна обеспечивать легкость взаимного перемещения деталей механизма, герметичность, защиту от коррозии и воздействия перепадов температуры. Для этих целей используются 2 вида смазок:

Пластичные приставляют собой загущенное масло минерального, синтетического, животного происхождения. Чаще основой становится минеральное масло, загущенное простыми или комплексными мыльными загустителями, органическими веществами немыльной природы, неорганическими загустителями. Добавки усиливают положительные свойства масел.

Наряду с пластичными, используются и твердые смазки. Они образуют на поверхности деталей прочную пленку и значительно снижают степень износа.

Согласно одной из классификаций, смазки делятся на:

Последняя группа объединяет разного рода пасты, необходимые для предотвращения утечек транспортируемого сырья.

Применение

Трубопроводная арматура подвержена нескольким видам изношенности:

Механический износ — наступает в результате трения деталей. При использовании металла с высокой степенью прочности процесс замедляется, однако при окислении поверхности верхний слой металла быстро стачивается, открывая новые слои для воздействия коррозии. Между соприкасающимися поверхностями возникают зазоры, провоцируя утечки транспортируемых веществ. Предотвратить механический износ позволяет обработка валов подшипников скольжения, резьбовых соединений шпинделя и ходовой гайки, прочих соприкасающихся деталей специальными антифрикционными покрытиями. Предпочтительно применение твердых смазок.
Эрозия. Металл разрушается по 2 причинам: 1— вследствие постоянного течения воды сквозь щели и зазоры (щелевая эрозия); 2— в ходе постоянного падения капель на поверхность деталей или мелких гидравлических «взрывов», возникающих в результате разрыва пузырьков газов (ударная эрозия). Разрушению наиболее подвержены запчасти клапанов: седла и плунжеры. Здесь понадобятся смазки пластичного типа, максимально устойчивые к воздействию влаги, трудно смываемые водой и противостоящие ударным вибрациям.
Тепловой износ. Разрушение возникает под постоянным воздействием температуры, поэтому следует применять высокотемпературные смазочные материалы, совместимые с красками и резиновыми изделиями.
Химический износ — разрушение трубопроводной арматуры вследствие соприкасания с химически активными компонентами. Для защиты используются твердые, пластичные типы покрытий, не вступающие в реакцию с химическими элементами.

Смазочные материалы желательно наносить на узлы трубопроводной арматуры еще до момента начала ее эксплуатации. Основные обрабатываемые детали — резьбовые и фланцевые соединения, соприкасающиеся элементы задвижек и вентилей.

В ходе плановых ремонтов металлические поверхности проверяются на наличие признаков износа, и при обнаружении деформаций глубиной 0,1-0,5 мм применяют уплотнительные пасты.

Состав

Для профилактики и устранения неполадок на трубопроводную арматуру наносятся смазки в виде спрея, пасты или вязкого материала. При выборе необходимо изучить их состав.

Смазка с кальциевым загустителем имеет хорошую влагостойкость. Кальциевый комплекс в составе повышает температуру каплепадения, стабильность при воздействии высокого давления. Смазка с литиевым мылом отлично препятствует воздействию влаги и имеет высокие показатели термостойкости, механического сопротивления. Сульфонат кальция — загуститель, с которым продукт становится устойчив к температурам, высокому давлению, воздействию воды и химически активных веществ. Часто в виде добавки применяется бетонит — компонент, делающий смазку влагостойкой, термостойкой, не окисляющейся при внешнем воздействии.

Свойства защитных эмульсий и паст зависят и от вида базового масла. Более термостойкими по сравнению с минеральными являются синтетические масла на перфторпропиленовой основе. Они защищают трубопроводную арматуру, работающую в условиях высокого давления и низких скоростей при температуре от 280°С.

В составе уплотнительных паст содержатся наполнители: слюда, тальк, дисульфид молибдена, окиси металлов. Они повышают термостойкость, улучшают герметизирующие свойства и стойкость к истиранию.

Высокой степенью эффективности и практичностью отличаются смазки, изготовленные путем смешивания компонентов твердых смазок, масел и связующего коллоидного вещества. Повысить антифрикционные свойства позволяет добавление в состав смол.

Характеристики

Для обеспечения надежной работы трубопроводной арматуры смазка должна обладать свойствами:

Термостабильность. Трубопроводная арматура может использоваться в условиях экстремально низких или повышенных температур. Если использовать чрезмерно жидкую смазку при температуре -40°С и ниже, она застынет и перестанет выполнять защитные функции. Считается, что смазка пригодна к применению, если планируется ее использование при температуре на 15-20 градусов ниже температуры каплепадения и на 10-15С° выше предельной низкой температуры.
Вязкость. Индекс вязкости показывает степень изменения структуры смазки при повышении или понижении температуры. Смазки с высоким индексом наиболее подходят для использования в металлургической промышленности, а также при низких температурах. Хорошие показатели имеют синтетические масла. Лидерами по стойкости к внешним воздействиям являются твердые смазки.
Совместимость с эластомерами. Зачастую в трубопроводной арматуре используются детали из пластика, резиновые запчасти. Смазка не должна взаимодействовать с иными материалами, вызывать их деформацию, набухание, усушку.
Устойчивость к вымыванию, антикоррозийные свойства. Смазки для арматуры, транспортирующей жидкости, должны выдерживать длительное воздействие влаги, препятствовать образованию отложений на узлах соединений.

Менее стойкими к внешним воздействиям считаются смазки на основе минеральных масел. Повышенной стабильностью отличаются материалы, изготовленные на основе синтетических масел. Диапазон их рабочих температур колеблется от -73С до +200°С и выше, они устойчивы к химически агрессивным компонентам и могут использоваться в арматуре машиностроительных комплексов, химической промышленности.

Топ-5 смазок

Смазки для трубопроводной арматуры выпускаются импортными и отечественными производителями. Некоторые из них наиболее востребованы на рынке промышленных смазочных материалов благодаря высокой износостойкости, универсальности и соответствию заявленным характеристикам.

MODENGY 1014

Антифрикционная твердая смазка используется для обработки деталей химических насосов и трубопроводной арматуры. Ее основа — политетрафторэтилен (ПТФЭ) и дисульфида молибдена. MODENGY 1014 защищает узлы трения и скольжения от перегревов, влаги, пыли, веществ с повышенной химической активностью. Эффективность использования MODENGY 1014 повышается при одновременном использовании с очистителем, которым обрабатывается поверхность деталей для снятия поврежденного слоя, обезжиривания и активации, а также со спец растворителем. Задача последнего — мягко устранить неотвердевший слой смазки.

Диапазон рабочих температур MODENGY 101 составляет -75…+225°С. Состав защищает от коррозии в течение более чем 672 ч. (по итогам испытания в солевом тумане). Благодаря MODENGY 101, движения запчастей узлов становятся плавными, а сборка и разборка — легкой.

Molykote 1102

Смазка относится к консистентным (пластичным), изготовлена на основе минерального масла. В составе содержатся неорганические загустители, твердые смазочные материалы. Согласно классификации NLGI, смазка относится к 3 классу консистенции. Благодаря густоте, она не стекает и не меняет свойств при температуре 0…+160°С, не имеет температуры каплеобразования.

Molykote 1102 стойка к воздействию воды, а при температуре жидкости до 90°С не смывается в течение 3 ч. Моликот используется в трубопроводной арматуре, предназначенной для транспортировки природного газа. Одна из особенностей состава — отличная сочетаемость с различными пластмассами, резиной.

EFELE SG-393

В производстве продуктов питания важно использовать безопасные средства защиты оборудования, к которым относится смазка EFELE SG-393. Ее силиконовая основа совместима с большинством пластмасс и эластомеров, керамикой. Покрытие применяется на линиях разлива напитков: сока, кваса, воды, молока. Основные преимущества — устойчивость к смыванию, высокие уплотнительные параметры, термостойкость (рабочие температуры -40…+160°С), пищевой допуск NSF H1. EFELE SG-393 — уплотнитель, защищающий трубопроводную арматуру от растрескиваний, деформации, усыхания; препятствующий утечке газа и снижающий риск аварий на производстве.

WEICON W44t

Аэрозольная смазка WEICON W44t — универсальный продукт, способный защитить от коррозии, очистить детали трубопроводной арматуры от окислов. Образуемая тонкая пленка не притягивает пыль, выталкивает воду, подходит для профилактической смазки и консервации оборудования. Диапазон рабочих температур составляет -50…+210°С. Экономичность и долговечность использования покрытия проверялась опытным путем, и выяснилось, что нанесенная смазка остается в стабильном состоянии при воздействии воды на протяжении 11 месяцев. WEICON W44t подходит для бытового и промышленного использования.

Loctite 8008

Локтит — высокотемпературный состав, содержащий наполнители в виде меди, графита. Паста защищает металлические детали от коррозии, задиров, заедания. Тонкий слой Loctite 8008 может наноситься на металлические, пластмассовые, резиновые поверхности, поскольку состав действует как защита, не взаимодействуя с основным материалом. Смазки применяется в машиностроении, металлургической промышленности. Диапазон рабочих температур составляет -30…+982°С. Несмотря на ряд достоинств, у Loctite 8008 есть «слабые места». Продукт нельзя применять при условии взаимодействия с кислородом или хлором.

Практика показывает: использование твердых, пластичных смазок до начала эксплуатации трубопроводной арматуры, а также при проведении плановых работ по техобслуживанию, позволит продлить срок службы узлов, снизить издержки на капремонты, стоимость которых составляет 70% от общей стоимости оборудования.

Источник

Каталог [продукция]

Марка:	Николюб 4020
Поставщик:	ООО Научно-производственное объединение «Орггазнефть»
Дата:	21 июня 2010 г.
Группа:

Синтетические жидкости Николюб 4020 (Франция) представляют собой алифатический моноэфир с антикоррозионными присадками.

Техжидкости используются в широком диапазоне рабочих температур во всех географических зонах России и обладают значительно меньшей зависимостью вязкости от температуры по сравнению с маслами на нефтяной основе, они химически инертны к большинству типов уплотнительных материалов, коррозионно неактивны, имеют низкую температуру застывания и высокую термоокислительную стабильность, обладают высокими эксплуатационными качествами, экологически безопасны.
Гидрожидкости на композиционной и синтетической основе предназначены для гидросистем запорной арматуры импортного и отечественного производства, установленной на трубопроводах и технологическом оборудовании. Композиционные гидрожидкости ПМС-20 КГ ТУ 2229-002-72072369-2005 изготавливаются на основе кремнийорганических полиметилсилоксановых (ПМС) жидкостей производства США с добавлением фракции нефти для улучшения смазывающих свойств и исключения случаев заклинивания и отказа систем управления приводов арматуры.

Предлагаемые техжидкости по качественным показателям не уступают, а по рабочим температурам даже превосходят лучшие аналоги отечественного и зарубежного производства, в т. ч. ранее поставляемые АО «Силан», НПК «Софэкс» (ООО «Газхимпродукт») и НПО «Космос» техжидкости ПМС-20К и ПМС-20РК (ТУ 6-05-11687721-022-97). Техжидкости типа ПМС различных не контрафактных модификаций и Николюб 4020 всесторонне испытаны и проверены, в т. ч. длительным использованием, имеют все необходимые разрешения и сертификаты, другими словами – полностью отвечают требованиям промышленной безопасности и основных потребителей (в первую очередь – газовой и нефтяной отраслей).

Источник

Гидрожидкости для запорной арматуры — назначение и сферы использования

Для того, чтобы содержать запорную арматуру труб в чистоте, её нужно регулярно прочищать и смазывать. Делать это с помощью воды — очень плохая идея, так как вода является одним из самых мощных окислителей. Когда она контактирует с поверхностью запорных механизмов, это приводит к образованию ржавчины.

Чтобы избежать таких проблем, для прочистки и смазки запорной арматуры нефтяных и газовых труб используют специальные гидравлические жидкости. Гидрожидкости применяют для того, чтобы убрать из труб затвердевшие остатки ранее использованной смазки, а также для обеспечения работы кранов в сухих условиях, когда уплотнительная смазка уничтожается газовым конденсатом.

Так как вода является очень мощным окислителем, её нахождение в трубах — это серьёзная проблема. Основная задача любой гидравлической жидкости — это удаление воды из труб и защита запорной арматуры от её разрушительного воздействия. Смазка и очистка труб от осадка и ржавчины — это в некотором смысле второстепенные задачи гидравлических жидкостей.

Состав и характеристики гидравлических жидкостей

Современные гидрожидкости в зависимости от типа и состава можно применить в газовой и нефтяной промышленности для обслуживания вентилей и кранов газовых и нефтяных труб соответственно. Любая гидравлическая жидкость состоит из основы, а также из присадки, объём которой составляет примерно 5% от общего состава вещества.

Именно от состава присадки зависят свойства и характеристики конкретной гидравлической жидкости. В состав гидрожидкости могут входить эмульгаторы, служащие для смешивания технического масла с водой или деэмульгаторы, которые действуют наоборот, то есть отделяют масло от воды. В целом же использование гидравлических жидкостей в обслуживании нефтяных и газовых труб позволяет значительно увеличить срок эксплуатации запорной арматуры — кранов, вентилей и так далее.

Область применения

Описываемые жидкости в зависимости от их типа, можно применять в условиях экстремально низких температур. Так, гидрожидкость ПМС-20КГ, которая имеется в нашем ассортименте, идеально подходит для работы в условиях крайнего Севера, где всегда холодно, а потому постоянно возникают проблемы с обслуживанием труб и запорной арматуры.

Гидравлическая жидкость ПМС-20К также была разработана для работы в холодных регионах нашей страны. Она выдерживает морозы до -60 градусов по Цельсию. Обе эти жидкости лучше всего содержать на складе при комнатной температуре для того, чтобы она дольше сохраняла свои характеристики.

Преимущества гидравлических жидкостей

Гидрожидкости являются превосходной заменой техническим маслам. Они уже давно заняли ту нишу, которую ранее занимали масла и выгодно отличаются от них тем, что:

Качественнее смазывают детали, что исключает заклинивание механизмов при перестановке.
Не провоцируют образование ржавчины, благодаря чему обслуживаемая запорная арматура служит дольше.
Высокая максимальная температура использования — можно применять при температуре до 100 градусов по Цельсию.
Гидравлические жидкости не являются химически агрессивными, не разрушают уплотняющие материалы.
Сохраняет текучесть при экстремально низких температурах (до -70 градусов по Цельсию).

Помимо этого гидравлические жидкости не являются токсичными, а потому работа с ними не опасна для людей и окружающей среды. Благодаря нетоксичности вещества его можно перевозить и хранить в лёгких пластиковых контейнерах.

Источник

Система технического обслуживания и ремонта запорной.

Управление
- Версия для печати

Страница 1 из 1 [ Сообщений: 3 ]

Пред. тема: НПАА, Шпаков О.Н. Отечественное арматуростроение | Первое новое сообщение

Зарегистрирован: 02 апр 2015, 06:50
Сообщения: 442
Благодарил (а): 2 раз.
Поблагодарили: 5 раз.
Заслуженная репутация: 0

XI Международный технический симпозиум «ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ – 2015» (24 апреля 2015 г., Москва).
Доклад Татьяны Александровны Фоменко, заместителя генерального директора по общим вопросам ООО «Орггазнефть».

Мы убеждены, что развиваемая Департаментом транспортирования газа ОАО «Газпром» система технического обслуживания и ремонта трубопроводной арматуры (ТПА) на магистральных газопроводах (МГ) объективна и направлена на обеспечение длительной работоспособности арматуры, то есть ее герметичности как основного параметра технического состояния, надежности и безотказного выполнения команды на открытие-закрытие в зависимости от технологического режима работы МГ. На основе обобщения опыта эксплуатации арматуры в течение многих лет рассмотрим технические, технологические и организационные аспекты решения указанных выше проблем эксплуатации парка арматуры на МГ. Арматура является составной частью газотранспортной системы и поэтому ее безотказная работа в значительной мере определяет эксплуатационную надежность и безопасность любого МГ.

Результаты многолетней эксплуатации трубопроводной арматуры отечественного и импортного производства приведены в статьях [1-3].

На сегодняшний день общее количество ТПА с номинальным диаметром от 50 до 1400 мм, установленной на объектах добычи, транспортировки, хранения и переработки, по данным электронной информационной системы «ИНФОТЕХ», составляет более 500 тыс. единиц. Номенклатура парка ТПА весьма разнообразна по функциональному назначению, конструктивным особенностям, техническим характеристикам и срокам эксплуатации. На линейной части МГ доля отечественных производителей составляет около 84%, а зарубежных – 16%. Парк арматуры, эксплуатируемой в ОАО «Газпром», формировался более 50 лет.

Результаты оценки технического состояния запорной арматуры методами, принятыми в ОАО «Газпром», показывают, что не менее 2% эксплуатируемого парка арматуры требуют замены или капитального ремонта (с вырезкой ее из газопровода). Такая замена, как правило, производится вместе с плановым капитальным ремонтом или реконструкцией участков МГ, а также в аварийных случаях.

Опыт эксплуатации шаровых кранов показывает, что герметичность – основной параметр при оценке технического состояния ТПА. В процессе открытия-закрытия крана при отсутствии смазки возникают повреждения на его затворе в виде царапин и износа мягких уплотнений. Возникающая потеря герметичности однозначно связана с отсутствием технического обслуживания, важной частью которого является подача смазки в сопрягаемые детали уплотнения крана. При регулярной подаче смазки в набивочную систему крана арматуры уменьшается риск загрязнения и износа деталей затвора, что способствует увеличению срока службы арматуры. Необходимо указать на своевременную замену демпферных технических жидкостей в цилиндрах гидравлических приводов, срок эксплуатации этих жидкостей составляет не более 5 лет. Основной причиной замены трубопроводной арматуры (не менее 98%) на МГ является невосстанавливаемая потеря герметичности в затворе, т.е. наличие утечки, превышающей установленные нормы по условиям эксплуатации. Случаи потери плотности корпусных деталей или сварных соединений редки и процент этих дефектов при принятии решения о вырезке арматуры ничтожно мал.

По данным ОАО «Оргэнергогаз», основной причиной негерметичности для арматуры диаметром до 300 мм является повреждение полиуретановых уплотнительных колец, возникшее в результате воздействия механических частиц (превышающих размер и объем, предусмотренный СТО Газпром 2-4.1-212-2008) в потоке газа при высоких скоростях, а для арматуры диаметром 1000 мм – разрушение элементов полиуретановых уплотнительных колец в результате недостаточной конструктивной надежности уплотнений седла в момент открытия затвора при наличии давления газа в трубопроводе с двух сторон.

Особо следует отметить, что отказы запорной арматуры при вырезке ее из МГ, помимо нарушения режимов их работы и снижения уровня промышленной безопасности, становятся также причиной безвозвратных потерь больших объемов транспортируемого газа, что значительно влияет на энергетическую безопасность целых регионов страны.

Важнейшим технологическим параметром запорной арматуры, как указано выше, является герметичность затвора, которая и определяет реальный эксплуатационный ресурс арматуры на МГ. Это по существу является основным технологическим и экономическим требованием к надежности функционирования трубопроводной запорной арматуры на МГ. Длительное обеспечение герметичности арматуры является важнейшим элементом стратегии повышения надежности шаровой запорной арматуры. Это нашло отражение в конструктивных решениях по узлу уплотнения запорной арматуры практически у всех фирм-разработчиков, эти решения достаточно близки и представлены на рис. 1.

Рисунок 1

Герметичность затвора крана в начальный период эксплуатации обеспечивается прижатием мягкого уплотнения седла к шаровой пробке. Следует отметить, что при установленном общем сроке службы арматуры не менее 30 лет уплотнения седел затворов из мягких материалов (фторопласт, резина, специальные пластмассы и т. п.) служат эффективно не более 5-10 лет, происходит частичное нарушение работоспособности уплотнений затвора крана. По мере износа мягкого уплотнения или его деформации под воздействием эксплуатационных факторов обеспечение герметичности затвора крана возможно только при использовании уплотнительных паст или смазок.

В транспорте газа эксплуатируется запорная арматура по классу герметичности «А» и «В». В конструкции арматуры принципиально допускают определенную величину протечки (эта норма сохраняется для отечественной запорной арматуры в условиях требований последовательно трех разработанных ГОСТов: ГОСТ 9544-93, ГОСТ 9544-2005, ГОСТ Р 54808-2011). Поэтому конструктора запорной арматуры для обеспечения максимально длительной работоспособности арматуры по герметичности заложили возможность подачи уплотнительных смазок к уплотнительным узлам крана через специальные каналы, технологически выполненные в основных узлах арматуры. При использовании смазок обеспечивается кратковременная герметичность затвора, и эта технологическая операция требовала большого расхода смазки и была очень трудоемкой.

Потеря герметичности затвора ТПА может быть вызвана следующими причинами:

— эрозионный износ поверхности затвора и уплотнений седел механическими примесями, попадающими между седлом и затвором;
— эрозионный износ поверхности затвора и уплотнений седел в режиме дросселирования крана (в основном, свечные краны);
— зависание подвижных седел из-за загрязнения засохшей смазкой.

Подавая регулярно смазку в набивочную систему арматуры, мы уменьшаем риск загрязнения и износа деталей седла и затвора, а также продлеваем срок службы арматуры.

Для поддержания герметичности арматуры рекомендуется подавать в зону контакта «шар-седло» смазывающие материалы. Периодичность подачи смазки устанавливается СТО Газпром 2-2.3-385-2009 «Порядок проведения технического обслуживания и ремонта трубопроводной арматуры.

В целях минимизации числа вырезаемых кранов «Газпром» в свое время поставил перед своими организациями задачу разработать специальные уплотнительные материалы, обеспечивающие длительную герметичность эксплуатируемых кранов при малом расходе этих материалов. Таким решением явилась разработка специальных высоковязких уплотнительных паст.

В условиях эксплуатации арматуры на МГ для обеспечения надежности, герметичности и долговечности запорной арматуры используются различные уплотнительные смазки и составы: САГ-1, САГ-2, Sealweld, КРОСМА, ЦИАТИМ-201, Политерм [4]. Однако невысокая «уплотнительная» эффективность этих смазок (большой расход смазок, высокая трудоемкость набивки кранов, необходимость частых повторных набивок) обусловили необходимость разработки отечественных высоковязких уплотнительных паст, например, 131-435 КГУ, которая представляет собой состав на основе кремнийорганических и минеральных жидкостей, загустителей и присадок [5, 8].

Высоковязкие уплотнительные пасты для возможности их использования в кранах в качестве «дополнения» к уплотнительным элементам арматуры принципиально должны обладать вполне определенными показателями: пенетрации (характеризует консистентность пасты), высокой адгезией, гидрофобностью, химической нейтральностью к конструктивным материалам и длительностью хранения (практически срок «жизни» не ограничивается). Этими качествами в полной мере обладает уплотнительная паста 131-435 КГУ, выпускаемая ООО «Орггазнефть» по ТУ 2257-001-60565518-2009, которая включена в Реестр материалов, соответствующих требованиям ОАО «Газпром» [8].

Периодическая набивка крана уплотнительными пастами обеспечивает долговременную герметичность этого крана. И эту набивку уплотнительной пастой можно производить неограниченное число раз за время эксплуатации крана (не менее 30 лет). Длительная технологическая герметичность крана (после его набивки пастой) обеспечивается поднабивкой не более 5% количества пасты от первоначальной. Поднабивку рекомендуется осуществлять после каждой перестановки крана, но не чаще 1-2 раз в год. Число перестановок крана в зависимости от его технологического назначения осуществляется, как правило, 2-6 раз в год.

Рекомендуемое количество пасты 131-435 КГУ, набиваемой в уплотнительную систему шарового крана при его первоначальной набивке, зависит от его диаметра и представлено в таблице 1.

Таблица 1 — Одноразовое количество уплотнительной пасты, набиваемой в кран

Необходимо отметить, что уплотнительная паста 131-435 КГУ (и подобные ей пасты), набитая в шаровой кран, является тем самым дополнительным элементом, который обеспечивает длительную эксплуатационную герметичность крана. И регулярная поднабивка уплотнительной пасты в небольшом количестве (не более 5% от первоначального веса) обеспечивает необходимый срок службы шарового крана с точки зрения его герметичности.

Нам представляется, что для обеспечения длительной эксплуатационной герметичности крана необходимо в 2016-2017 гг. совместно с ОАО «Оргэнергогаз» (учитывая его значительный опыт разработки нормативно-технических документов) доработать СТО Газпром 2-2.3-385-2009 «Порядок проведения технического обслуживания и ремонта трубопроводной арматуры».

В настоящее время уплотнительные пасты 131-435 КГУ применяются во многих газотранспортных и газодобывающих компаниях, в частности, «Газпром трансгаз Югорск», «Газпром трансгаз Ставрополь», «Газпром добыча Астрахань» и др. Факт востребованности пасты 131-435 КГУ говорит о ее высоких эксплуатационных свойствах.

Рисунок 2

Паста набивается в краны с помощью специальных устройств автоматического или ручного типов, поставляемых отдельно.

Среди марок, вошедших в Реестр [6], наши пасты не уступают другим по эксплуатационным свойствам, а по параметру «цена-качество» вне конкуренции, к примеру, цена пасты американской фирмы Sealweld составляет в среднем 18 тыс. руб. за килограмм, что в 30 раз дороже, чем наша паста. Ее продукцию закупают в незначительном количестве (не более 1-2 % от наших объемов).

Поддержание работоспособного состояния арматуры на должном техническом уровне осуществляется путем проведения технического обслуживания и ремонта (в трассовых условиях) в соответствии с действующей в «Газпроме» нормативной документацией – СТО Газпром 2-2.3-385-2009 «Порядок проведения технического обслуживания и ремонта трубопроводной арматуры», которой предусматривается обслуживание всех основных узлов и деталей арматуры с приводом. Однако здесь необходимо отметить, что в соответствии с нормативами трудоемкости на проведение обслуживания арматуры численность эксплуатационного персонала, занимающегося ремонтно-техническим обслуживанием ТПА на линейной части МГ и КС, недостаточна. По этой причине часть арматуры не обслуживается годами практически до возникновения отказа. Такое положение недопустимо для обеспечения работоспособного состояния арматуры.

На сегодняшний день более 10% всего парка арматуры имеет срок службы более 30 лет, и 3 % – более 40 лет, поэтому в отрасли проводятся работы по диагностированию технического состояния, экспертизе промышленной безопасности с продлением срока службы (ресурса) ТПА на действующих объектах в соответствии с СТО Газпром 2-4.1-408-2009 «Методика оценки ресурса запорно-регулирующей арматуры».

Основной упор при диагностике арматуры делается на оценке ее технического состояния по таким параметрам, как герметичность в затворе, работоспособность привода и системы управления арматурой (дистанционного и ручного). Следует заметить, что лидером в вопросах оценки герметичности является ОАО «Оргэнергогаз».

Благодаря сложившейся на должном уровне системе технического обслуживания и ремонта в дочерних обществах ОАО «Газпром» на протяжении ряда лет количество ТПА, требующей ремонта и замены, не превышает 1%.

В настоящее время в рамках совершенствования нормативной базы системы технического обслуживания и ремонта назрела необходимость разработки нормативного документа по расходу паст для постоянного поддержания работоспособности арматуры, а также частоты этих набивок.

Многолетний опыт, накопленный в ОАО «Оргэнергогаз», по диагностике и обслуживанию ТПА на МГ, показывает, что немаловажную, а зачастую и определяющую роль в продлении срока службы арматуры играет монтаж, пуск и наладка арматуры и приводов к ней перед вводом в эксплуатацию на строящихся объектах [2]. На сегодняшний день это стало актуальным в связи с раздельной поставкой арматуры и приводов на строящиеся объекты, а также качеством проведения строительно-монтажных работ.

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Многолетний опыт эксплуатации запорной арматуры на МГ показывает, что надежное и безопасное ее функционирование в течение всего срока эксплуатации МГ возможно только на основе неукоснительного соблюдения норм системы технического обслуживания и ремонта при нормативных трудозатратах эксплуатационного и сервисного (привлеченного) персонала.
2. Недопущение неустранимой негерметичности по затвору (в противном случае – вырезке крана из газопровода) возможно при его регулярном диагностировании и набивке высоковязкой уплотнительной пасты в уплотнительную систему крана (при допустимых суммарных трудозатратах).
3. Использование высоковязких уплотнительных паст для поддержания герметичности арматуры позволяет существенно увеличить срок безопасного и надежного функционирования этой арматуры. Он может составить 40-50 лет без вырезки ее из газопровода.
4. В процессе набивки крана высоковязкими уплотнительными пастами набивочными устройствами можно осуществлять диагностирование герметичности уплотнения крана и оценить возможность его дальнейшей эксплуатации (по расходу уплотнительной пасты).
5. Опыт применения уплотнительных паст в дочерних обществах ОАО «Газпром» показал, что они в части герметичности практически решили проблему обеспечения работоспособности шаровой запорной арматуры на весь жизненный цикл эксплуатации МГ. Здесь необходимо совместно с ОАО «Оргэнергогаз» доработать СТО Газпром 2-2.3-385-2009 «Порядок проведения технического обслуживания и ремонта трубопроводной арматуры».

Литература:

1. Колотовский А.Н. Эксплуатация запорной арматуры на объектах магистральных газопроводов ОАО «Газпром». Арматуростроение № 2, 2006.
2. Захаров А.В., Сухолитко А.А. Герметичность – основной параметр при оценке технического состояния трубопроводной арматуры. Территория нефтегаз, № 12, 2013.
3. Колотовский А.Н., Топилин А.В. и др. Основные критерии вывода ГРС в капитальный ремонт и техническое обслуживание ТПА на объектах транспорта газа. Газовая промышленность. Спецвыпуск. Надежность и ремонт объектов ГТС, (720/2015), с. 23-26.
4. Лыков О.П. и др. Защитные свойства смазочно-уплотнительных материалов для запорно-регулирующей арматуры газопроводов. Территория нефтегаз № 10, 2006.
5. Трофимов Е.В. и др. Применение уплотнительных паст – необходимый элемент обеспечения длительной технической герметичности ТПА на МГ. Газовая промышленность № 9, 2014.
6. Рекомендации по использованию уплотнительной пасты 131-435 КГУ типы 0-8 ООО «Орггазнефть», Москва.
7. СТО Газпром 2-2.3-385-2009 «Порядок проведения технического обслуживания и ремонта трубопроводной арматуры».
8. Реестр материалов, технические условия которых соответствуют техническим требованиям ОАО «Газпром» при выполнении работ по диагностике и ремонту объектов транспорта газа. Дополнение к реестру от 01.09.2008 по состоянию на 15.03.2011.

Скачать электронную версию журнала Трубопроводной Арматуры «Вестник арматурщика», выпуск №5 (25) 2015 , можно здесь

Источник

➤