Запорная арматура как ее ремонтировать

26. Демонтаж, разборка и дефектация арматуры. Технология ремонта трубопроводной арматуры.

26. Демонтаж, разборка и дефектация арматуры. Технология ремонта трубопроводной арматуры. 26. Демонтаж, разборка и дефектация арматуры. Технология ремонта трубопроводной арматуры.

Трубопроводную арматуру в зависимости от степени износа деталей и узлов и категории ремонта ремонтируют в арматурной мастерской или непосредственно на месте установки ее. Обычно крупную арматуру не снимают с трубопровода и ее разборку и сборку производят на месте.

Арматуру с Dу 10—20 мм при капитальном ремонте энергоблока (основного оборудо-вания) в основном ремонтируют в цехе (мастерс¬кой или на месте ее установки).

При современной тенденции к увеличению продолжительности эксплуатационного периода ремонт трубопроводной арматуры должен базироваться на заводском методе. Увеличить продолжительность экс¬плуатации основного оборудования можно в том случае, если демонти¬ровать арматуру на энергоблоке и доставлять ее в цех для разборки и ремонта, а на месте демонтированной арматуры монтировать новую или заранее отремонтированную и испытанную. Естественно, что демонтаж на энергоблоке и отправка ее в цех для ремонта целесообразны лишь при капитальном ремонте.

Успешное выполнение ремонта арматуры в значительной мере зависит от того, как была сделана разборка. Перед разборкой необходимо ознакомиться с инструкциями и чертежами, которые имеются по данной арматуре, а также проверить комплектность и только по-сле этого приступить к разборке. Трудноснимающиеся детали, собранные по не¬подвижным посадкам и длительное время не разбиравшиеся, следует разбирать с помощью гидравличе-ских съемников. Когда их невозможно применить, можно пользоваться молотками или ку-валдами, но удары должны наноситься через мягкую подкладку. Для облегчения съема мож-но подогревать схватывающую деталь нагретым маслом, паром или огнем.

При разборке арматуры следует произвести очистку с последующей промывкой всех ее составных частей. Основные способы промывки деталей приведены в табл. 11.

Способ промывки

Оборудование

Моющий раствор

Ручной

Ванна с сеткой (целесообразно иметь две ванных для предварительной и окончательной промывки). После выдержки в растворе очистка щетками, обтирочными материалами. Крючками. Грязь оседает под сеткой.

В баках

Передвижной или стационарный бак, в нижней части которого имеется трубка для электроспирали или змеевик для подогрева моющего раствора до 80—90 ° С. Детали располагаются на сетке.

1. 3—5%-ный раствор кальцинированной соды в воде.

2. По 30 г тринатрийфосфата и кальцинированной соды на 1 л раствора.

3.10%-ный водный раствор каустической соды.

4.0,1—0,2% каустической соды, 0,4% тринатрийфосфата, 0,15—0,25% нитрата натрия, остальное — вода.

Моечной машиной

Моечная машина (стационарная или передвижная, однокамерная только для промывки, двухкамерная для промывки и ополаскивания и трехкамерная для промывки, ополаскивания и сушки). В моечной машине горячий моющий раствор (температурой 80—90°С) подается на детали под давлением душевой установки. Дета ли размещают на сетке или на тележке, которую закатывают в моечную установку.

Промывку деталей производят последовательно в горячем растворе, затем в чистой горячей воде. после чего детали тщательно высушивают. Детали со шлифованными и полированными поверхностями рекомендуется промывать отдельно. В щелочных растворах нельзя мыть детали из цветных металлов, резины, пластмасс, тканей. Нагар удаляют скреб-ками, шаберами, стальными щетками или химическим способом: детали выдерживают в течение 15—25 мин в растворе, состоящем из 3,5% эмульсола, 0,15% кальцинированной соды и воды (температура раствора 60—80 С).

Разборку арматуры производить в соответствии с рабочими чертежами и технической документацией на ремонт.
При дефектации арматуры выполняют обмер рабочих поверхностей для установления величины износа и определения пригодности состав¬ных частей к дальнейшей работе, проверку зазоров между сопрягаемыми составными частями в основных сборочных единицах арматуры.

При дефектации арматуры и для контроля качества после ремонта следует использо-вать один (или в сочетании с другими) из методов контроля: визуальный; замер; просвечивание; люминесцентный; магнитную дефектоскопию; ультразвуковую дефектоскопию; цветную дефектоскопию; гидроиспытание на прочность и плотность.

Применение тех или иных методов контроля должно быть оговорено в технической документации на ремонт арматуры.
Последовательность применения указанных методов контроля опре¬деляется техноло-гическими процессами, однако визуальный контроль должен предшествовать любому другому.

Визуальному контролю подлежат все составные части арматуры, за исключением со-ставных частей, не допускаемых к повторному исполь¬зованию (прокладки, набивки и пр.). При визуальном контроле особое внимание уделяют местам, наиболее подверженным коррозионному, эрозионному и механическому изнашиванию (уплотнительные поверхности затвора, регулирующего органа, цилиндрические поверхности затвора, регулирующего органа, цилиндрические поверхности шпинделей, штоков, грундбукс, колец сальника и т.д.) . Визуальный контроль уплотнительных поверхностей производить с применением лупы 4—7-кратного увеличения.

Испытание на плотность металла и герметичность соединений в зависимости от назначения арматуры и условий эксплуатации проводят различными методами: гидравлическими, пневматическими, различными течеискателями и т.п.

Как правило, арматура АЭС испытывают водой или воздухом.
Испытание воздухом по падению давления. Из¬делие находится под внут-ренним давлением воздуха. Плотность определяется по падению давления в отсеченной по-лости. Минимально допускаемый поток протечки — 1 л. мм рт. ст./с.
Гидравлические испытания. В изделие подается вода под давлением. Контроль плотности проводится по появлению течи или потения. Максимально допускаемый поток протечки — 0,5 л. мм рт. ст./с.

Испытание воздухом с погружением в воду. Изделие находится под внутренним давлением воздуха и погружается в емкость с водой. Плотность контролируется по появлению пузырьков воздуха. Минимально допускаемый поток протечки 10-2—10-3 л. мм рт. ст./с.

Замер производится с целью определения отклонений номинальных размеров, погрешности форм и расположения поверхностей, их шероховатости и твердости от величин, указанных в технической документации на ремонт или в рабочих чертежах.

Проверку прямолинейности, овальности, конусности производят с помощью микро-метров и индикаторов, отклонения от плоскости поверхностей — с помощью метода “пятна на краску”. При применении последнего пятна краски должны равномерно располагаться по всей контролируемой поверхности.

Шероховатость определяют оптическими приборами или профилометрами, профилографами.

Определение шероховатости поверхностей до 7 и 8-го классов допускается произ-водить по образцам визуально или осязанием при условии выполнения следующих требований:
1) поверхности образцов должны быть обработаны теми же методами, что и сравни-ваемые поверхности;
2) геометрическая форма образцов должна соответствовать форме контролируемой поверхности.
Шероховатость поверхностей, недоступных для непосредственного измерения специ-альными приборами или для сравнения с образцами, допускается определять методом слепков.
Твердость поверхностей определяется приборами.

Дефектацию составных частей с резьбовыми поверхностями и крепежных изделий производят визуальным контролем и калибрами с обязательной ультразвуковой дефектоско-пией крепежных изделий. Составные части с резьбовыми поверхностями подлежат замене при срыве или смятии более одной нитки на одной из сопрягаемых резьбо¬вых поверхностей или при износе резьбы более 15% по среднему диаметру резьбы.

Допускается применение и других способов обнаружения и устранения дефектов, освоенных ремонтным предприятием, при условии обязательного выполнения требований ТУ к отремонтированной составной части.

По результатам дефектоскопии составные части сортируют по группам:
годные изделия — не имеющие повреждений, влияющих на работу и сохранившие свои первоначальные размеры или имеющие износ в пределах поля допуска по чертежу;
изделия, требующие ремонта — имеющие износ или повреждения, устранение кото-рых возможно;
дефектные изделия — подлежащие замене, имеющие износ и повреждения, устранение которых невозможно.

При разборке нескольких узлов (деталей) детали каждого узла (изделия) следует мар-кировать и складывать в отдельные ящики. Когда важно выдержать взаимное расположение деталей, метки должны ставиться так, чтобы зафиксировать нужное положение.

Для маркировки деталей арматуры можно пользоваться клеймом (незакаленные дета-ли, которые не могут деформироваться при ударах); краской (любые детали); кислотой (за-каленные и незакаленные детали); электрографом (незакаленные и закаленные стальные де-тали); бирками.
При хранении после дефектоскопии необходимо обеспечить изоляцию различных групп.

Источник

Особенности ремонта запорной арматуры

Запорная арматура является важнейшим элементом любого трубопровода. Не имеет значения, бытовой ли это водопровод или промышленная магистраль для перекачки технических жидкостей, неисправность подобного устройства может привести к возникновению аварийных ситуаций с печальными последствиями. Именно поэтому необходимо выполнять профилактическое обслуживание и ремонт запорной арматуры, не дожидаясь появления аварийных протечек.

Виды запорной арматуры

Если быть точным, то запорная арматура предназначена непосредственно для прерывания потока рабочей среды в трубопроводах. Но в бытовом обиходе в эту группу включают не только перекрывающие устройства, но и механизмы регулировки и стабилизации потока жидкости или газа.

Обычно под запорной арматурой подразумевают:

Шаровые краны
Водопроводные краны другой конструкции
Вентиля
Смесители

Данные устройства в основном устанавливаются на бытовых сантехнических приборах. А на магистралях водоснабжения или отопления, имеющий больший диаметр, применяют задвижки различных конструкций. Именно про ремонт и обслуживание запорной арматуры такого типа и поговорим.

Устройство клиновых задвижек

Данная запорная арматура наиболее распространена на сегодняшний день. Она может быть смонтирована на трубопроводах с внутренним диаметром от 15 до 2000 мм.

Чугунные задвижки отличаются невысокой стоимостью, обеспечивают надежное перекрытие потока. Еще одно немаловажное преимущество запорной арматуры данного типа — отличная ремонтопригодность. Чугунные задвижки могут применяться на магистралях, работающих под давлением до 160 атмосфер. К недостаткам стоит отнести хрупкость чугуна, из которого сделан корпус устройства, кроме того, не рекомендуется эксплуатация таких задвижек в условиях отрицательных температур.
Стальные задвижки, в число которых входит и нержавеющая запорная арматура, применяются чаще других модификаций. Изделия из нержавеющей стали имеют большую устойчивость к коррозии, могут работать при огромном давлении (до 1000 Мпа). В последнее время на рынке стали появляться модификации с полимерным покрытием, которые обладают улучшенными эксплуатационными характеристиками.
Задвижки из цветных металлов и сплавов могут применяться на трубопроводах, предназначенных для транспортировки газов и практически любых жидкостей, в том числе и углеводородов с большой вязкостью. Также как и нержавеющая арматура запорного типа, такие задвижки не поддаются коррозии, имеют значительный эксплуатационный ресурс.

Принцип действия задвижек основан на повороте шпинделя, который передает усилие и смещает клин, прижимающий запорные элементы к внутренним стенкам корпуса устройства. Благодаря этому происходит прерывание потока рабочей среды. Все основные поломки запорной арматуры связаны с выходом из строя уплотнений, шпинделя или нарушением герметичности корпуса (особенно у чугунных задвижек).

Ремонт запорной арматуры — возможные неисправности

Долговечность и работоспособность запорной арматуры во многом зависит от правильной организации комплекса профилактического обслуживания и планово-предупредительных ремонтов.

В комплекс работ можно включить следующие мероприятия:

Плановый осмотр и проверка работоспособности устройства. Корпус устройства постоянно должен очищаться от пыли грязи, все подвижные элементы должны быть тщательно смазаны. Не стоит пренебрегать и таким этапом профилактики, как промывка задвижки. Дело в том, что многие технические жидкости включают в себя песок и другие механические примеси. Осаждаясь на поверхности уплотнительных и перекрывающих элементов, они не позволяют полностью прервать поток рабочей среды. Кроме того, движение таких примесей может привести к повреждению рабочих элементов задвижки (появлению задиров, вмятин).
Текущий ремонт запорной арматуры может осуществляться непосредственно на месте установки устройства, без демонтажа с трубопровода. Для этого необходимо отключить участок трубопровода, на котором установлена задвижка.

Чаще всего ремонт заключается в зачистке уплотнений. Для этого необходимо извлечь запорный механизм из корпуса арматуры.

При очистке уплотнения при помощи ножа, необходимо следить за тем, чтобы его лезвие находилось в контакте со всей поверхностью уплотнителя, в противном случае это может привести к образованию новых царапин.

При наличии на поверхности диска небольших царапин, можно выполнить притир элементов по месту. Грубую притирку можно выполнять с помощью закрепленной на основе наждачной бумаги, окончательная доводка выполняется при помощи специальных паст, из которых выделяют пасту ГОИ, позволяющую качественно отшлифовать поверхность диска.

Если повреждения на уплотнительных элементах значительны (царапины более 0,5 мм глубиной), то должна быть выполнена замена запорного механизма, ручной притиркой такие дефекты обычно устранить не получается. Для того чтобы не останавливать работу магистрали надолго, необходимо иметь запас запасных частей, можно использовать комплектующие от старых задвижек, вышедших из строя по другим причинам.

В самых тяжелых случаях приходится прибегать к демонтажу запорной арматуры, для выполнения ремонта в заводских условиях.

Для выполнения работ по притирки рабочих поверхностей применяются специальные внутришлифовальные и плоскошлифовальные станки.

В оборудование для ремонта запорной арматуры входят также и такие устройства как притиры. Их форма должна подбираться к каждой задвижке индивидуально, для получения максимального качества обработки, конфигурации поверхностей должны быть практически идентичными. Материал, из которого изготавливают притиры, должен быть более мягок, чем поверхности устройств. Это облегчит поиск неровностей на поверхности рабочих частей устройства.

Работа выполняется с применением специальной притирочной пасты, включающей в себя абразивные материалы. Окончательная обработка должна осуществляться с использованием составов на алмазной основе. После завершения работ по притирке, все остатки материалов должны быть смыты с поверхностей задвижки машинным маслом.

Неисправности шпинделя

Данный узел запорной арматуры также может выйти из строя. Чаще всего возникают следующие виды неисправностей:

Нарушена герметичность сальниковой набивки и через шпиндель протекает рабочая жидкость. Для устранения данной неисправности необходимо разобрать устройство, удалить сальниковую набивку. После этого необходимо тщательно очистить сам шпиндель, проверить его состояние, не допускается наличие на нем следов коррозии, нарушения геометрии. При существенных повреждениях шпинделя ремонт запорной и регулирующей арматуры заключается в замене неисправного элемента. Затем необходимо собрать задвижку в обратной последовательности с нанесением новой сальниковой набивки.
Еще одна, достаточно распространенная неисправность — при повороте маховика шпиндель задвижки не вращается. Для устранения неполадки необходимо открутить фиксирующую гайку, снять маховик устройства. После этого необходимо запилить на шпинделе новые прямоугольные грани, на которые можно будет одеть маховик (после ремонта он будет сидеть несколько ниже по шпинделю).
Также часто встречается и ситуация, когда и маховик и шпиндель вращаются, а задвижка не открывается. В этом случае виной является нарушение сцепления диска и нижней части шпинделя, или нарушение (закругление) его граней. Для ремонта задвижка разбирается, шпиндель соединяется с дисками. При закруглении граней вернуть им форму можно методом ковки, если такой возможности нет, придется прибегнуть к замене шпинделя полностью.

В общем, запорная арматура отличается достаточно надежной и обладает хорошей ремонтопригодностью. Главное не забывать уделять должное внимание профилактическому обслуживанию.

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

➤