Меню

График ремонта запорной арматуры



1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

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

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

— критерии технического состояния запорной арматуры;

— порядок проведения диагностического контроля;

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

— нормативы технического обслуживания и ремонта.

2. номенклатура оборудования

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

3. КОНТРОЛЬ РАБОТОСПОСОБНОСТИ АРМАТУРЫ

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

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

3.2. Арматура считается работоспособной, если:

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

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

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

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

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

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

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

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

3.3. Неработоспособность арматуры определяется критериями отказов и предельных состояний.

Критериями отказов запорной арматуры являются:

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

· пропуск среды в затворе сверх допустимого;

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

· увеличение времени срабатывания сверх допустимого;

· выход из строя электропривода.

Критериями предельных состояний арматуры являются:

· достижение назначенного срока службы;

· разрушение или потеря плотности основного материала и сварных швов;

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

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

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

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

3.4.1. При внешнем осмотре проверяются:

· состояние и плотность материалов и сварных швов арматуры;

· плавность перемещения всех подвижных частей арматуры и электропривода;

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

· герметичность прокладочных уплотнений;

· герметичность сальникового уплотнения.

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

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

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

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

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

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

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

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

4. ТИПОВОЙ ОБЪЕМ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ

В объеме технического обслуживания проводятся следующие работы:

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

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

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

— проверка срабатывания конечных выключателей, их ревизия;

— проверка срабатывания муфты ограничения крутящего момента;

— проверка герметичности сальникового уплотнения и фланцевых соединений.

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

Читайте также:  Размеры фланцев запорной арматуры

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

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

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

В объеме технического обслуживания обратного клапана производятся следующие работы:

— проверка герметичности уплотнений, устранение обнаруженных утечек;

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

5. ТИПОВОЙ ОБЪЕМ РАБОТ ПРИ ТЕКУЩЕМ РЕМОНТЕ

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

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

Текущий ремонт запорной арматуры осуществляется без ее демонтажа.

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

6. ТИПОВОЙ ОБЪЕМ РАБОТ ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ

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

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

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

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

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

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

Испытание затвора на герметичность

Номинальное давление PN , МПа (кгс/см 2 )

Параметры испытания затвора на герметичность

Источник

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

ГЛАВА 2. РАБОТЫ С ПОВЫШЕННОЙ ОПАСНОСТЬЮ НА

МАГИСТРАЛЬНОМ ГАЗОПРОВОДЕ

Техническое обслуживание запорно-регулирующей арматуры (ТО ЗРА)

2.1.1. Система планово предупредительных работ (ППР ЗРА)

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

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

Система ППР не предусматривает внеплановые работы, связанные с аварийными отказами, вызванными неудовлетворительным монтажом или неправильной эксплуатацией запорной арматуры. Сущность системы ППР заключается в том, что независимо от технического состояния, а в зависимости от срока эксплуатации производится определенный вид планируемого обслуживания (осмотр) — (ТО — 1, ТО — 2), текущий ремонт, средний и капитальный ремонт. Работы пообслуживанию запорно-регулирующей арматуры относятся к газоопасным.

Техническое обслуживание (осмотр) (ТО) и ремонт запорной арматуры на линейной части МГ состоит из:

ТО — 1 — плановое техническое обслуживание, проводится не реже 1 раза в месяц;

ТО — 2 — (квартальное) проводится 1 раз в квартал.

ТО — 1, ТО — 2 — комплекс ремонтно — профилактических работ для контроля, диагностики технического состояния кранов, выявление возникших дефектов, своевременного предупреждения появления неисправностей.

Читайте также:  Пожарный гидрант это запорная арматура

Текущий ремонт — комплекс работ по контролю технического состояния кранов, выявлению возникших дефектов, связанных с разборкой отдельных узлов крана для ремонта, по замене износившихся деталей и замены гидрожидкости.

Краны подлежат вырезке только после проведения всех необходимых мероприятий по устранению негерметичности, восстановлению работоспособности и составлению соответствующего акта.

Результаты проведения ППР па кранам заносятся в специальный журнал.

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

Таблица 2.1.

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

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

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

Источник

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

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

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

— критерии технического состояния запорной арматуры;

— порядок проведения диагностического контроля;

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

— нормативы технического обслуживания и ремонта.

2. номенклатура оборудования

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

3. КОНТРОЛЬ РАБОТОСПОСОБНОСТИ АРМАТУРЫ

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

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

3.2. Арматура считается работоспособной, если:

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

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

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

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

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

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

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

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

3.3. Неработоспособность арматуры определяется критериями отказов и предельных состояний.

Критериями отказов запорной арматуры являются:

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

· пропуск среды в затворе сверх допустимого;

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

· увеличение времени срабатывания сверх допустимого;

· выход из строя электропривода.

Критериями предельных состояний арматуры являются:

· достижение назначенного срока службы;

· разрушение или потеря плотности основного материала и сварных швов;

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

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

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

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

3.4.1. При внешнем осмотре проверяются:

· состояние и плотность материалов и сварных швов арматуры;

· плавность перемещения всех подвижных частей арматуры и электропривода;

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

· герметичность прокладочных уплотнений;

· герметичность сальникового уплотнения.

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

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

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

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

Читайте также:  Регулировка запорной арматуры алкапласт

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

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

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

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

4. ТИПОВОЙ ОБЪЕМ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ

В объеме технического обслуживания проводятся следующие работы:

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

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

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

— проверка срабатывания конечных выключателей, их ревизия;

— проверка срабатывания муфты ограничения крутящего момента;

— проверка герметичности сальникового уплотнения и фланцевых соединений.

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

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

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

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

В объеме технического обслуживания обратного клапана производятся следующие работы:

— проверка герметичности уплотнений, устранение обнаруженных утечек;

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

5. ТИПОВОЙ ОБЪЕМ РАБОТ ПРИ ТЕКУЩЕМ РЕМОНТЕ

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

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

Текущий ремонт запорной арматуры осуществляется без ее демонтажа.

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

6. ТИПОВОЙ ОБЪЕМ РАБОТ ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ

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

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

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

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

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

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

Испытание затвора на герметичность

Номинальное давление PN , МПа (кгс/см 2 )

Параметры испытания затвора на герметичность

Источник