Файл: Содержание введение 6 1 теоретическая часть.pdf

Изм. Лист
№ докум.
ПодписьДата
Лист
16
КП 21.02.01.01.01 ПЗ цессе эксплуатации должны быть обеспечены своевременное и качественное техническое обслуживание, и текущий ремонт арматуры.
К арматуре, устанавливаемой на ГНС, предъявляется ряд требований, основными из которых являются: прочность, долговечность, безотказность, герметичность, транспортабельность, ремонтопригодность, готовность к выполнению цикла срабатывания (открытие, закрытие) после длительного периода нахождения в открытом или закрытом положении. Прочность арматуры обеспечивается изготовлением деталей из соответствующих конструкционных материалов. Наиболее важной является прочность корпусных деталей, поломка которых по своим последствиям особенно опасна. Требуемая прочность диктуется в основном рабочим давлением и температурой. Рабочие давления и температуры практически могут иметь любые значения из довольно широких диапазонов в зависимости от конкретных технологических процессов.
Долговечность арматуры в зависимости от условий ее работы может ограничиваться различными факторами. Ресурс могут определять износ деталей, коррозия материала, эрозия деталей рабочего органа, старение резиновых или пластмассовых деталей.
Безотказность арматуры сохраняется при правильной ее эксплуатации и тщательном техническом обслуживании, если конструкция и материал деталей выбраны правильно и соответствуют условиям работы. Наибольшее число отказов возникает в рабочем органе арматуры в результате коррозии, эрозии, замерзании воды и вибрации.
Арматура считается герметичной при следующих условиях: при закрытом рабочем органе рабочая среда не проходит из одной части в другую, отделенную арматурой; отсутствуют протечки через сальниковый узел, фланцевые и другие разъемные соединения; металл корпусных деталей имеет плотную структуру, отсутствуют пористые участки, раковины, трещины, через которые могла бы просочиться рабочая среда в окружающую атмосферу.
Герметичность запорного органа арматуры обеспечивается тщательной пригонкой и притиркой уплотнительных колец. Герметичность сальника

Изм. Лист
№ докум.
ПодписьДата
Лист
17
КП 21.02.01.01.01 ПЗ достигается тщательной обработкой (полировкой) сальникового участка шпинделя, сохранением упругости сальниковой набивки и соответствующей ее затяжкой шпильками или болтами, использованием манжет, резиновых колец круглого сечения. Чтобы фланцевые соединения сохраняли герметичность, необходимо выбрать соответствующие размеры и материал прокладки и создать постоянную и равномерную затяжку фланцев.
Требование к арматуре по готовности к открытию без затруднений после длительного пребывания в закрытом положении (и наоборот - к закрытию) вызывается тем, что во многих случаях запорная и предохранительная арматура должна срабатывать редко и при этом возникают благоприятные условия для
«прикипания» уплотнительных поверхностей затвора и седла друг к другу, а для их разделения или перемещения требуется приложить значительное усилие.
Для обеспечения безотказной работы изделий необходимо в объем работ по техническому обслуживанию включать периодическое выполнение цикла
«открыто - закрыто», чтобы удостовериться в работоспособности арматуры. В ряде случаев применяются, например, краны и задвижки со смазкой уплотнительных поверхностей деталей запорного органа. Наиболее благоприятные условия для работы арматуры создают масла, поскольку их вязкость позволяет снизить требование к герметичности запорного органа, а смазывающие свойства снижают силы трения в запорном органе и сальнике.
Коррозионное воздействие масел на металл незначительно.
При выборе арматуры, в состав которой входит электрооборудование, необходимо учитывать возможную взрывоопасность нефти и нефтепродуктов.
В особых случаях целесообразно применение арматуры с пневмо- или гидроприводом не содержащей электрических устройств.
Арматура на нефтепроводах и нефтепродуктопроводах работает в условиях, когда через ее полости перемещается жидкая нефть или нефтепродукт, физические и химические свойства которых оказывают влияние на параметры надежности ее работы (долговечность, безотказность).

Изм. Лист
№ докум.
ПодписьДата
Лист
18
КП 21.02.01.01.01 ПЗ
Условия эксплуатации арматуры в этих условиях определяются не только параметрами рабочей среды (давление, температура), но также ее текучестью и коррозионной активностью. Текучесть среды зависит от температуры, т.к. с понижением температуры в нефти возрастает количество кристаллов парафина, которые снижают текучесть и забивают фильтры, трубопроводы и арматуру.
Коррозионное воздействие нефти и нефтепродуктов на детали арматуры вызывается содержанием в них кислот, воды и серы. С повышением кислотности перекачиваемого продукта усиливается коррозионное воздействие на металл деталей арматуры и ускоряет ее износ.
1.2.1 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.
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

Изм. Лист
№ докум.
ПодписьДата
Лист
19
КП 21.02.01.01.01 ПЗ 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.
1.2.2 Типовой объем работ при текущем и капитальном 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

Изм. Лист
№ докум.
ПодписьДата
Лист
20
КП 21.02.01.01.01 ПЗ 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.
Капитальный ремонт запорной арматуры осуществляется с ее демонтажем. Демонтаж подлежащих капитальному ремонту задвижек, обратных клапанов производится согласно графику, утвержденному глинным инженером. Капитальный ремонт задвижек производится 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

Изм. Лист
№ докум.
ПодписьДата
Лист
21
КП 21.02.01.01.01 ПЗ отношению к внешней среде, герметичность затвора и работоспособность в соответствии с требованиями ГОСТа 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.
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 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.
1.3
Организация технического обслуживания и ремонта технологического оборудования ГНС
Каждый резервуар должен быть оборудован предохранительными клапанами, указателями уровня и уровнемерными трубками.
В состав ГНС входят база хранения со сливной эстакадой, компрессорная установка, насосная со сливным отделением, отделение освидетельствования баллонов, испарительная установка. Резервуары связаны между собой наполнительными, расходными и парофазными коллекторами.
Безопасная работа ГНС обеспечивается установкой на оборудовании и трубопроводах запорной и предохранительной арматуры, а также КИП.

Изм. Лист
№ докум.
ПодписьДата
Лист
22
КП 21.02.01.01.01 ПЗ
На всех участках трубопроводов, ограниченных запорными устройствами, устанавливаются предохранительные запорными устройствами, устанавливаются предохранительные клапаны.
На трубопроводах паровой фазы, идущих к всасывающему и напорному коллекторам компрессоров, ставятся конденсатосборники, предотвращающие попадание жидкости в цилиндры компрессоров.
В качестве основной запорной арматуры приняты фланцевые краны со смазкой на давление 2,4 МПа, а в качестве предохранительной арматуры - стальные предохранительные пружинные клапаны на давление 2,4 МПа.
При эксплуатации резервуарных и баллонных установок СУГ должны выполняться указания «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением», а также указания «Правил безопасности в газовом хозяйстве» и данного раздела настоящих Правил.
Предприятия газового хозяйства должны иметь эксплуатационную документацию на установки сжиженных газов в соответствии с требованиями настоящих Правил.
Эксплуатация установок сжиженных газов включает в себя следующий объем работ:
- слив газа в резервуарные установки;
- замену баллонов;
- техническое обслуживание и ремонт;
- откачку неиспарившегося газа из резервуаров;
- консервацию резервуарных установок с сезонным характером эксплуатации.
Техническое обслуживание и ремонт резервуарных установок СУГ должны производиться в следующие сроки: техническое обслуживание - один раз в 3 месяца, текущий ремонт - один раз в год.
При технической эксплуатации ГНС должны осуществляться техническое обслуживание, плановые ремонты (текущий и капитальный), аварийно-

Изм. Лист
№ докум.
ПодписьДата
Лист
23
КП 21.02.01.01.01 ПЗ восстановительные работы и техническое освидетельствование резервуаров, автоцистерн и баллонов.
Оборудование, трубопроводы и арматура на ГНС должны быть герметичны и не иметь утечек газа. Поэтому все резьбовые, фланцевые и сальниковые соединения резервуаров для сжиженных газов, насосов, компрессоров, контрольно-измерительных приборов, трубопроводов и арматуры должны ежемесячно осматриваться. Места нарушений герметичности следует немедленно уплотнить в соответствии с производственными
(технологическими) инструкциями.
Утечки выявляются при рабочем давлении газа с помощью мыльной эмульсии или предназначенных для этой цели приборов во взрывозащищенном исполнении.
Если при техническом обслуживании оборудования, газопроводов, контрольно-измерительных приборов (КИП) обнаруживаются неисправности, которые не могут быть немедленно устранены, то неисправный газопровод, агрегат, резервуар, контрольно-измерительный прибор должны быть отключены от действующих сетей и оборудования при помощи отключающего устройства и заглушки. Включение их после устранения неисправности разрешается лицом, ответственным за эксплуатацию данного оборудования, и оформляется записью в эксплуатационном журнале соответствующего цеха
(участка).
Не допускается эксплуатация резервуаров, оборудования и трубопроводов сжиженных газов при неисправных предохранительных клапанах, отключающих устройствах, контрольно-измерительных приборах, а также при их отсутствии.

Изм. Лист
№ докум.
ПодписьДата
Лист
24
КП 21.02.01.01.01 ПЗ
2
РАСЧЕТНО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1
Износ деталей и методы восстановления
Требующую ремонт арматуру демонтируют, промывают и в собранном виде отправляют на ремонтное предприятие. Там ее разбирают и устанавливают дефекты. Наиболее распространенными причинами выхода запорной арматуры из строя является нарушение герметичности вследствие коррозии, забоин, вмятин инородных тел на уплотняющих поверхностях, а также деформации корпуса задвижки под действием внешних нагрузок и температурных деформаций.
Внутренняя полость корпуса осматривается для выявления раковин, трещин и других дефектов. Несквозные дефектные места в корпусе разделывают на всю глубину до чистого металла. Перед разделкой трещин на их концах сверлят отверстия диаметром 8-10 мм. Кромки, прилегающие к местам вырубки, зачищаются напильником и металлической щеткой. После протравливания 10% раствором азотной кислоты трещины завариваются электродуговой сваркой и термически обрабатываются.
При осмотре деталей затвора проверяют плотность запрессовки уплотнительного кольца (седла) в корпусе и чистота его поверхности. На наличие забоин, задиров, царапин и других повреждений проверяются затвор
(шибер, диски), шпиндель, втулка, полости сальниковой коробки, грунд букса и крепёжные детали.
Поврежденные детали выбраковываются и восстанавливаются.
Различные раковины, каверны, задиры и другие повреждения уплотнительных поверхностей устраняются путём обточки, шлифовки и притирки на станке. На уплотнительный поверхности дефекты глубиной более
0,5 мм устраняются предварительной разделкой дефектного места и наплавкой

Изм. Лист
№ докум.
ПодписьДата
Лист
25
КП 21.02.01.01.01 ПЗ на него металла с последующей обработкой. Если глубина повреждений менее
0,5 мм, то проводится шлифовка абразивным кругом и притирка.
Не плотности между корпусом и седлом устраняются в зависимости от типа крепления. Если седло закреплено в корпусе запрессовкой, то оно вытачивается из корпуса и заменяется новым, которое приваривается к корпусу с предварительной разделкой места посадки.
Если седло посажено на резьбе, то его вывинчивают с помощью специальных ключей и приспособлений. При наличии нормально сохранившейся резьбы ввертывается новое седло тем же приспособлением, но с большим усилием затяжки.
Если резьба под седло имеет значительный износ, то оно растачивается на больший размер с одновременной расточкой под сварку.
На это место запрессовывается и приваривается новое кольцо. Если кольца вварены в задвижку, то проточка их осуществляется на токарном станке в специальном приспособлении, где за одну установку протачиваются обе поверхности.
После этого корпус задвижки поступает на шлифовку и притирку колец.
Обе стороны клина в этом случае наплавляются и протачиваются в приспособлении за одну установку. Подгонка клина осуществляется по корпусу задвижки на горизонтально - заточном и притирочном станках.
Обработка уплотнительных колец клиновых задвижек может проводиться не только на токарном, но и горизонтально - расточном станке.
Перед ремонтом шпиндель очищают от следов старой сальниковой набивки, нагара и грязи, промывают в керосине или бензине. Уплотнительная поверхность шпинделя должна быть зеркально гладкой.
Не глубокие вмятины и задиры, глубиной более 0,08 - 0,15 мм устраняются притиркой пастой ЕОИ или шлифовальными порошками, разведенными в масле.
Внутренняя поверхность деталей, сопрягаемых со шпинделем, так же проверяется на чистоту и отсутствие овальности. Одно из трудоёмких операций