СТО ГАЗПРОМ 2-2.3-385-2009

  Главная      Учебники - Газпром     

 поиск по сайту           правообладателям

 

 

 

 

 

 

 



 

 

 

 

содержание   ..   150  151  152  153  154  155  156  157  158  159  ..

 

 

 

СТО ГАЗПРОМ 2-2.3-385-2009

(ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА ТРУБОПРОВОДНОЙ АРМАТУРЫ)

Написал adminВторник, 29 март 2011 02:14

Введение

 

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

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

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

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

 

 

1. Область применения

 

 

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

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

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

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

-  регулирующая арматура (шаровые краны, клапаны);

-   предохранительная арматура (клапаны);

-  обратная арматура (затворы, клапаны).

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

Издание официальное

 

2. Нормативные ссылки

 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ГОСТ 22445-88 Затворы обратные. Основные параметры

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

 

 

3 Термины и определения

 

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

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

[ГОСТ 18322, п. 1]

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

[ГОСТ 18322, п. 3]

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

[ГОСТ 18322, п. 5]

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

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

3.5  техническое диагностирование: Определение технического состояния объекта.

[ГОСТ 20911, п. 4]

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

[ГОСТ 20911, п. 2]

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

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

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

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

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

[ГОСТ Р 52720-2007, статья 2.1]

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

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 2.7]

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

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 2.8]

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

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 3.1]

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

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 3.3]

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

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 3.5]

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

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 4.2]

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

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 5.41]

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

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

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 4.3]

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

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 5.49]

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

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 5.50]

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

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 4.4]

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

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 5.27]

3.22  номинальное давление PN, кгс/см2: Наибольшее избыточное рабочее давление при температуре рабочей среды 293 К (20 °С), при котором обеспечивается заданный срок служ­бы (ресурс) корпусных деталей арматуры, имеющих определенные размеры, обоснованные расчетом на прочность при выбранных материалах и характеристиках прочности их при тем­пературе 293 К (20 °С).

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 6.1]

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

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

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 6.2]

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

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 2.10]

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

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 2.25]

 

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

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 2.26]

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

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 2.28]

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

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 6.23]

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

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 6.44]

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

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

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 7.1]

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

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 7.2]

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

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 7.5]

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

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

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 7.3]

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

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 7.4]

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

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 7.14]

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

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 7.19]

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

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 7.17]

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

[ГОСТ Р 52720-2007, п. 7.23]

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

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

 


4. Обозначения и сокращения

 

В настоящем стандарте использованы следующие обозначения и сокращения:

DN (Д ) — диаметр номинальный, мм;

Рпр — давление пробное, МПа;

Рраб — давление рабочее, МПа;

PN (Р ) — давление номинальное, МПа;

ГПА  газоперекачивающий агрегат;

ЗИП — запасные части, инструменты и принадлежности;

КД — конструкторская документация;

КИПиА - контрольно-измерительные приборы и автоматика;

КС - компрессорная станция;

JI4 МГ - линейная часть магистрального газопровода;

МГ - магистральный газопровод;

НТД - нормативно-техническая документация;

ПНР - пусконаладочные работы;

ПОЭ - производственный отдел по эксплуатации;

РЭ — руководство по эксплуатации;

ТОиР - техническое обслуживание и ремонт;

ТПА - трубопроводная арматура;

ТУ - технические условия.

 

 

 

5. Общие положения

 

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

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

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

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

5.5   Виды работ по обслуживанию арматуры:

-  плановый осмотр (ТО-1);

-  сезонное обслуживание (ТО-2);

-  текущий ремонт (TP);

-  техническое диагностирование (ТД);

-  средний ремонт (CP);

-   капитальный ремонт (КР);

-   обслуживание при хранении (ТО при хранении);

-   обслуживание при консервации объекта (ТО при консервации).

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

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

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

 

6. Организационно-технические мероприятия

 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

 

 

7. Основные требования по вводу в эксплуатацию

 

7.1  Общие положения

 

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

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

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

-  надежность функционирования и безопасность для персонала в рабочих условиях;

-  заданную прочность корпуса при выполнении функций открытия и закрытия;

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

-   плотность материала корпусных деталей и сварных швов;

-  отсутствие утечек во внешнюю среду;

-  исключение недопустимых ударов при открытии и закрытии;

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

-  требуемую герметичность затвора.

 

7.2   Предмонтажные работы и испытания

 

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

7.2.2   При проведении предмонтажных работ необходимо:

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

-  расконсервировать и очистить корпусные детали от смазки и грязи;

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

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

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

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

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

-  дозаполнить смазкой систему уплотнения затвора и шпинделя смазкой;

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

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

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

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

 

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

7.2.6   После гидравлических испытаний производят удаление воды из корпуса арматуры.

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

 

7.3 Монтажные и пусконаладочные работы

 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

 

7.4   Входной контроль

 

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

7.4.2   При проведении входного контроля необходимо:

-   проверить комплектность в соответствии с 7.5;

-   провести визуальный осмотр в соответствии с 7.6.

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

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

 

7.5   Проверка комплектности

 

7.5.1 В комплект поставки должны входить:

-   арматура с приводом в соответствии со спецификацией;

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

-     эксплуатационная и сопроводительная документация (паспорт; схемы управления приводами; документация на систему контроля и позиционирования, автомат аварийного закрытия крана; руководство по монтажу, наладке, эксплуатации и технологическому обслу­живанию; разрешение Федеральной службы по технологическому, экологическому и атомно­му надзору (Ростехнадзор) на применение; сертификат соответствия системы сертификации ГОСТ Р52760-2007; упаковочный лист).

Вся документация на русском языке.

7.5.2   В паспорте арматуры должно быть указано:

-   полное наименование арматуры;

-  код по общероссийскому классификатору продукции;

-  документ, по которому выпускается трубопроводная арматура;

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

-   марки материалов основных деталей и крепежа;

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

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

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

-  свидетельства о приемке;

-   свидетельство о консервации;

-  гарантии организации-изготовителя;

-   вид исполнения, дата выпуска и серийный номер.

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

-   основные показатели назначения;

-   пояснение информации, включенной в маркировку арматуры;

-   перечень материалов основных деталей арматуры;

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

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

-   объем входного контроля перед монтажом арматуры;

-   объем наладочных работ (при необходимости);

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

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

-   порядок и правила транспортировки, хранения и утилизации арматуры;

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

 

7.6 Визуальный осмотр

 

7.6.1   При проведении визуального осмотра необходимо проверить:

-   маркировку в соответствии с 7.5.2—7.5.6;

-  состояние лакокрасочного покрытия корпуса, основных узлов и деталей;

-   отсутствие протечек в соединениях;

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

-   состояние сварных швов.

7.6.2  Арматура DN 50 и более должна иметь следующую маркировку:

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

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

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

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

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

-   обозначение арматуры (на корпусе и табличке);

-  давление номинальное PN (на корпусе и табличке);

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

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

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

-   сейсмостойкость (на корпусе);

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

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

-   массу, кг (на корпусе);

-   клеймо отдела технического контроля (на корпусе);

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

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

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

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

-    фирменный знак или название организации-изготовителя;

-    типовое обозначение привода;

-     заводской порядковый номер привода;

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

-     год выпуска.

7.6.4   Способ нанесения маркировки:

-  для литой арматуры — литьем, ударным способом;

-  для штампосварной и кованосварной арматуры - ударным способом;

-  для транспортной тары — краской.

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

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

 

 

8 Комплекс операций по обслуживанию

8.1   Периодический осмотр ТО-1

 

8.1.1   При проведении периодического осмотра проверяется:

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

-  комплектность и целостность основных узлов и деталей;

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

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

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

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

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

8.2   Сезонное обслуживание ТО-2

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

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

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

а) для шаровых и конусных кранов:

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

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

3)  правильность установки затвора в крайнем положении;                                                                          

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

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

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

7)  наличие воздуха в гидросистеме привода;

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

9)  срабатывание и настройка конечных выключателей;

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

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

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

б) для задвижек:

1)  наличие смазки в трущихся поверхностях;

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

3)  защита электродвигателя от перегрузок и перекоса фаз;

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

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

в) для регулирующей арматуры:

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

2)  давление газа в поршневом аккумуляторе;

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

4)  электрические параметры электродвигателя масляного насоса;

5)  работоспособность нагревательной ленты;

6)   работоспособность ручного насоса-дублера;

г) для предохранительной и обратной арматуры:

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

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

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

 

8.3 Текущий ремонт

 

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

8.3.2   При проведении текущего ремонта проводится:

а) для шаровых и конусных кранов:

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

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

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

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

5)  замена демпферной жидкости гидросистемы привода;

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

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

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

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

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

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

6)   для задвижек:

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

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

4)  ревизия, набивка сальникового уплотнения и нажимной втулки;

5)   прогонка шпинделя по гайке на всю рабочую длину;

6)  нанесение защитной смазки на шпиндель;

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

8)  ревизия уплотнителей взрывозащиты подшипников электродвигателя;

9)  проверка правильности посадки крыльчатки вентилятора электродвигателя;

10)            ревизия подшипникового узла штока после его фиксации;

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

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

в) для регулирующей арматуры:

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

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

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

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

5) регулировка каналов измерений давления газа Р1 (вход газа на регулятор, при нали­чии), Р2 (выход газа из регулятора);

6)  ревизия ручного насоса-дублера;

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

8)  подзарядка аккумулятора в электронном блоке управления;

9)  настройка концевых выключателей;

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

г) для предохранительной и обратной арматуры:

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

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

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

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

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

 

8.4 Техническое диагностирование

 

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

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

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

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

-   проводится реконструкция, модернизация или капитальный ремонт магистрального трубопровода.

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

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

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

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

-   контроль работоспособности (функционирования) привода;

-   контроль герметичности затвора;

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

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

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

 

8.5 Средний и капитальный ремонты

 

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

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

-  модернизация пневмогидравлической системы управления приводом;

-  ремонт гидроцилиндров, замена уплотнений поршней;

-  замена уплотнения шпинделя, сальника с набивкой герметизирующей смазки;

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

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

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

-  замена уплотнения фланцевого соединения корпуса или колонны-удлинителя;

-  ремонт или замена подшипника бугельного узла;

-  замена электропривода;

-  ремонт демпфирующего устройства (амортизатора);

-  ремонт или замена оборудования КИПиА;

-  другие ремонты.

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

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

 

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

-   восстановление герметичности затвора;

-   ремонт корпусных деталей;

-   ремонт привода;

-   замену дефектных изношенных деталей.

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

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

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

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

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

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

-   наименование специализированной ремонтной организации (подразделения);

-   объем (состав) ремонта;

-   материал введенных в состав арматуры элементов;

-   материал наплавок при пайке;

-   марка электродов при сварке;

-   значения показателей надежности — при их изменении;

-   проведенные испытания и их результаты;

-   значения назначенных показателей, в случае их продления.

 

8.6 Обслуживание при хранении

 

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

 

8.6.2   При обслуживании арматуры аварийного запаса, находящейся на хранении, про­веряют:

-   наличие эксплуатационной и сопроводительной документации;

-   комплектность по паспорту;

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

-   маркировку",

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

-   отсутствие расслоений любого размера на торцах патрубков;

-  состояние лакокрасочного покрытия корпуса, основных узлов и деталей;

-   наличие и уровень демпферной жидкости в гидросистеме привода;

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

-  состояние сварных швов.

8.6.3   Результаты проведения обслуживания заносятся в паспорт на арматуру.

 

8.7 Обслуживание при консервации объекта

 

8.7.1   При обслуживании арматуры объекта, находящегося в консервации, проверяют:

-   комплектность и целостность основных узлов и деталей;

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

-   состояние лакокрасочного покрытия корпуса, основных узлов и деталей;

-   наличие и уровень демпферной жидкости в гидросистеме привода;

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

8.7.2   Результаты проведения обслуживания заносятся в паспорт на арматуру

 

 

9 Требования к техническому контролю после проведения капитального ремонта

 

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

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

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

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

 

10. Требования безопасности при эксплуатации

 

10.1  Требования, обеспечивающие безопасность при эксплуатации арматуры:

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

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

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

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

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

-    эксплуатация арматуры должна быть прекращена при наступлении предельного состояния.

10.2  При эксплуатации арматуры особое внимание обращают:

-   на выполнение функции закрытия и открытия;

-   герметичность;

-   скорость сброса давления;

-  температуру поверхности корпусных деталей и рабочей среды.

10.3  Для обеспечения безопасной работы запрещается:

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

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

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

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

-   использовать арматуру в качестве опор для оборудования и трубопроводов;

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

-   применять удлинители к ключам для крепежных деталей;

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

-  эксплуатировать опломбированную арматуру при поврежденных гарантийных пломбах;

-   производить перестановку приводов от энергии давления сжатого кислорода;

-   стравливать импульсный газ или переставлять арматуру во время грозы;

-  дросселирование газа при частично открытом затворе запорной арматуры;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

 

Приложение А(обязательное)


Периодичность проведения комплекса операций по обслуживанию арматуры

 

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


Наменование ТПА

ТО-1

ТО-2

TP

тд

CP и КР

ТО
при хранении и консервации

Запорная арматура DN 50-200:

1.                  шаровые и конусные краны;

2.                  задвижки

1 раз в 3 мес.

1 раз в 6 мес.

По результатам ТО-1, ТО-2

В соответствии с 8.4.1

По
результатам ТД

1 раз в 12 мес.

Запорная арматура DN 300-1400:

1.                  шаровые и конусные краны;

2.                  задвижки

1 раз в 1 мес.

1 раз в 6 мес.

По результатам ТО-1, ТО-2

В соответствии с 8.4.1

По результатам
тд

1 раз в 12 мес.

Регулирующая арматура DN 50-1400:

1.                  регулирующие шаровые краны;

2.                  регулирующие клапаны

1 раз в 1 мес.

1 раз в 6 мес.

По результатам ТО-1, ТО-2

В соответствии с 8.4.1

По результатам
тд

1 раз в 12 мес.

Предохранительная арматура DN 50-1400:

1.                  обратные клапаны;

2.                  предохранительные клапаны;

3.                  обратные затворы

1 раз в 3 мес.

1 раз в 12 мес.

По результатам ТО-1, ТО-2

В соответствии с 8.4.1

По результатам
тд

1 раз в 12 мес.

 

 

 

Библиография

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

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

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

водственных объектах

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

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

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

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