Додати в закладки

Різновиди засувок та їх використання

Трубопровідна арматура застосовується підприємствами енергетичної галузі, житлово-комунальними організаціями, металургійної, хімічної, харчової та інших видів промисловості.

Таблиця різновидів та класифікацій засувок для трубопроводу.

Запірна, фазорозділювальна, захисна, розподільна, високого тиску, запірно-регулююча та регулююча арматура діє на прохідний переріз, визначає зміни потоків речовин, що фактично керує ними. Завдання запірної арматури – пуск та зупинка потоку робочого середовища. Своєчасна діагностика та якісний ремонт засувок забезпечують ефективну роботу цілої системи, надійну фіксацію крайніх положень вузла («закрито», «відкрито»).

Засувка та її різновиди

Рух потоку газу, пари чи рідини регулюється найпоширенішим видом запірної арматури – засувкою. Умовно можна класифікувати пристрої за декількома характеристиками.

На вигляд виділяють засувки:

Ущільнювальні поверхні затвора паралельної засувки розташовані паралельно один до одного.

• повнопрохідні;
• звужені (діаметр трубопроводу перевищує діаметр отвору кільця ущільнення).

За формою затвора розрізняють засувки арматури:

• клинові;
• паралельні.

Особливість - зупинка руху потоку речовин поступальним поворотом затвора перпендикулярно основному потоку речовини, що транспортується. Ущільнювальні поверхні клинового затвора розташовані з дотриманням певного кута один до одного. Усі види клинів виготовляють із високолегованої сталі. Застосування – транспортування аміаку (рідкого та газоподібного), водяної пари та води, неагресивних нафтопродуктів.

Ущільнювальні поверхні затвора паралельної засувки розташовані паралельно один до одного. Розрізняють однодискові (шиберні) та дводискові засувки арматури.

За типом руху шпинделя бувають засувки:

• з обертовим шпинделем (поступально-обертальні та поступальні рухи);
• з висувним штоком та шпинделем (тільки обертальні рухи).

Засувки з шпинделем, що обертається, використовуються при трубопроводах, де необхідно забезпечити змащення тертя ходової гайки і шпинделя і відсутня загроза корозії вузла. Засувки з висувним шпинделем вище обертових завдяки технічним характеристикам їх застосовують у всіх інших системах.

Чавунна засувка застосовується для пуску та повного припинення руху потоку речовин. Максимальна робоча температура – ​​225 °С.

За видом матеріалу виділяють засувки:

• сталеві;
• чавунні.

Сталева засувка замикає рух у трубопроводі. Дозволені робочі речовини – пара, вода, неагресивні нафтопродукти в газоподібному та рідкому вигляді. Застосовуються для роботи з різними рівнями тиску та проходів в умовах помірного клімату по всій довжині трубопроводу.

Чавунна засувка застосовується для пуску та повного припинення руху потоку речовин.Максимальна робоча температура – ​​225 °С. Дозволені речовини – пара, нафтопродукти, олія, вода. Допускається встановлення на горизонтальному та вертикальному трубопроводі з урахуванням особливостей монтажу.

Обидва види засувок відносяться до категорії виробів арматури, що ремонтуються, з вимушеною тривалістю експлуатації.

Окремо виділяють , яка складається з еластичного патрубка, поміщеного у відбортований на фланцях захисний корпус. Повністю відсутня контакт із робочим середовищем. Принцип роботи – одностороннє чи двостороннє перекриття еластичного шланга (пережим). Застосування транспортування абразивних пульп, нафтопродуктів, шламів, агресивних речовин. Температура середовища має перевищувати 110°С, а тиск у трубопроводі – 6 кгс/см 2 .

Використання, ремонт та діагностика засувок

Монтаж та обслуговування пристроїв повинні виконуватись фахівцями високої категорії.

Застосування засувок арматури в технологічних та транспортних трубопроводах на ключових та допоміжних підприємствах різних видівпромисловості, в енергетичних системах, у газо-, нафто- та водопроводах зумовлено наступними технічними характеристиками:

• тривалий термін служби за несприятливих умов;
• малий гідравлічний опір;

Монтаж та обслуговування пристроїв повинні виконуватись фахівцями високої категорії з достатнім рівнем знань, допуском до проведення специфічної операції, які мають навички застосування конкретного типу засувок.

Основна причина несправності засувок - пошкодження поверхні ущільнювальних кілець внаслідок попадання чужорідних дрібних частинок (пісок, окалина і т.д.), при цьому порушується герметичність конструкції, відбувається витік речовини, що транспортується. Крім істотних матеріальних втрат, при транспортуванні небезпечних чи агресивних речовин трубопроводом з несправними вузлами можливе завдання шкоди навколишньому середовищу, а найскладніших ситуаціях виникає загроза життю працівників, що у процесі.

Після закінчення робіт фахівці тестують вузли на герметичність ущільнень, зазнають працездатності пристрою.

Своєчасна діагностика та ремонт технічного стану вузла впливає на якість та ефективність роботи системи.

Для усунення несправностей, залежно від розташування пошкодженого вузла, дотримуючись правил безпеки, засувки розбирають, а після закінчення робіт збирають стандартним інструментом у спеціально обладнаних цехах або безпосередньо в системі трубопроводу. Працівник, відповідальний за проведення робіт, зобов'язаний забезпечити відповідний захист різьбових та ущільнювальних елементів від пошкоджень, не допустити попадання сторонніх частинок у порожнини вузла. Після закінчення робіт фахівці тестують вузли на герметичність ущільнень, затвора, з'єднання прокладки, відчувають працездатність пристрою.

Ремонт та демонтаж засувок арматури заборонено, якщо:

• є тиск у порожнині арматури чи системі;
• у пристрої залишається середовище.

Не можна використовувати вузли для регулювання потоку.

Технологія ремонту запірної арматури (засувки)

1. Розбирання, очищення, виявлення дефектів.
2. Реставрація корпусу. Виробляється антикорозійна обробка, під ущільнювальні елементи проточуються канавки, виконується наплавлення.
3. Усунення дефектів кришки та корпусу вибіркою металу.
4. Відновлення герметичності вузла. Закріплюються ущільнювальні елементи у різних комбінаціях, відповідно до типу засувки. Відпрацьовані сідла та шибер усувають, встановлюють нові.
5. Шпиндель відновлюється наплавленням, проводиться калібрування різьблення.
6. Повна реставрація сальникового вузла шляхом заміни ущільнювальних елементів (підшипники, сальники, манжети, натискне та опорне кільце).
7. Встановлюються нові тарілчасті пружини, щитки та нагнітальний клапан.
8. Відновлюється чи виточується новий штурвал.
9. Проводяться випробування (гідравлічні чи пневматичні) та діагностика на герметичність, міцність вузла.
10. Виріб консервується та фарбується.

Кожен із виробів, що ремонтуються, проходить кілька ступенів контролю: візуальний, технічний і інструментальний, відповідно до законодавчих актів РФ і вимог підприємств-виробників.

Вартість ремонтних робіт з відновлення засувок арматури здебільшого становить від 30 до 50% первісної вартості виробу. При цьому зберігаються технічні та експлуатаційні характеристики, продовжується термін служби, підвищується ефективність роботи системи трубопроводу.

Своєчасне виявлення дефектів запірної арматури – важливий етап процесу її експлуатації. Причини виходу арматури з ладу можуть бути різними: виробничими, конструкційними або експлуатаційними. Крім виробничого шлюбу, причиною дефектів можуть стати порушення умов зберігання арматури на складі або у процесі транспортування. Як би там не було, щоб виявити та усунути будь-які несправності, перед монтажем слід провести ретельну перевірку запірної арматури.

Що входить до ревізії запірної арматури?

Комплекс робіт та операцій, що проводяться з метою такої перевірки, називається ревізією запірної арматури. Склад робіт ревізії запірної арматури зазвичай такий:

• Зовнішній огляд;
• Перевірка наявності всіх необхідних складових частин;
• Очищення від консерваційного мастила;
• Промивання деталей;
• Гідравлічні (пневматичні) випробування у положеннях «закрито» та «відкрито».

Під час огляду зовнішнього стану арматури особливу увагу приділяють якості деталей, матеріалів ущільнювачів, сальникового набивання. На поверхні деталей не повинно бути тріщин, сколів, раковин та інших подібних дефектів. Різьблення повинно мати повний профіль, без задирок і зірваних витків.

Окремо перевіряють плавність ходу запірних органів арматури. Проводячи ревізію засувок необхідно переконатися, що шпиндель відполірований.

Для перевірки якості ущільнювальних поверхонь на них у кількох місцях наносять крейдою ризики, після чого провертають на чверть оберту в обох напрямках. Ризики повинні стиратися рівномірно, що говорить про добре притерті ущільнювальні поверхні.

Дії, які включає ревізія запірної арматури, можуть відрізнятися. Операції, що проводяться в процесі ревізії, визначаються такими критеріями:

• Категорія трубопроводу;
• Тип робочого середовища;
• Матеріал, з якого виготовлено арматуру;
• Тривалість її зберігання;
• Наявність документації.

Так, наприклад, запірна арматура, призначена для встановлення на трубопроводах І категорії, підлягає обов'язковій ревізії перед монтажем, безвідносно терміну зберігання, матеріалу та наявності документації. Але навіть арматура, що не підлягає обов'язковій ревізії, повинна бути ретельно оглянута, перевірена на комплектність і легкість відкриття/закриття.

Місцем проведення ревізії запірної арматури є або спеціально пристосовані для цього приміщення, або безпосередньо монтажний майданчик, за умови наявності на ньому необхідного обладнаннята пристроїв.

Засувки, крани та вентилі відчувають гідравлічним чи пневматичним тиском.

Після проведення всіх необхідних операцій складають Акт ревізії запірної арматури* (приклад бланка такого акта наведено у додатку до цієї статті).

Дефектація запірної арматури

Трубопровідна арматура під час експлуатації підлягає періодичним перевіркам. Періодичність ревізії запірної арматури технологічних трубопроводів визначається технологічним регламентом підприємства і залежить від категорії трубопроводу, умов його експлуатації, швидкості корозійного зносу та інших характеристик. Наприклад, періодичність ревізії запірної арматури на трубопроводах І і ІІ категорій становить раз на рік, при швидкості корозії до 0,1 мм/год.

Вказівки щодо дефектації арматури сформульовані в Стандарті ЦКБА СТ ЦКБА 099 (1 ред.-2011) Ремонт трубопровідної арматури — Загальний посібник з ремонту, п. 4.2. Також методи контролю та випробувань трубопровідної арматури перераховані у ГОСТ Р 53402-2009.

Перед оглядом запірної арматури необхідно відключити ділянку трубопроводу (або обладнання), на якій вона встановлена. Огляд проводять з метою перевірки запірної арматури на відповідність вимогам нормативної документаціїпо:

• Деталям корпусу (в т.ч. зварним з'єднанням, наплавленням);
• Прокладним з'єднанням;
• Сальниковим вузлам.

За результатами огляду заповнюють журнал, де вказують найменування, позначення та заводський номер арматури, дату проведення дефектації, опис виявлених дефектів.

У довідковому Додатку А до СТ ЦКБА 099 зазначено Перелік можливих дефектів, що призводять до відмов, та заходи щодо їх усунення.

Відмова запірної арматури

Відмова запірної арматури може бути повною або частковою. Повна відмова полягає у неможливості зміни положення робочого органу, або перебігу робочого середовища в навколишній простір, що призводить до неможливості функціонування трубопроводу.

Часткова відмова виражається в пропуску потоку робочого середовища через арматуру в закритому положенні, який все ж не стає причиною виходу з ладу ділянки трубопроводу або об'єкта, на якому встановлена ​​несправна арматура. Часткова відмова збільшує витрати робочого середовища, що погіршує економічні показники експлуатації арматури.

Існують поломки та несправності, при яких арматуру не ремонтують, а замінюють. Розрив корпусу та інші подібні дефекти запірної арматури, що підлягає заміні, можуть стати причиною серйозних аварій.

Дефекти засувок

Засувки відносяться до найпоширеніших типів запірної арматури. Таким чином, перевірку працездатності засувок можна назвати основним видом робіт у процесі ревізії стану запірної арматури.

До найпоширеніших поломок і дефектів засувок можна віднести:

• Засувка пропускає потік робочого середовища у закритому положенні;
• Бронзові кільця спадають із корпусу чи дисків;
• Поломка сталевого хомута;
• Поломка кришки сальника та несправність сальникового ущільнення.

Всі поломки засувок можна звести до двох випадків: неможливо (або утруднено) керування положенням механізму затвора, або порушена герметичність засувки. Тому важливим етапом ревізії є перевірка запірної арматури на герметичність.

Перевірку арматури на герметичність проводять після випробування на міцність. Перевірка полягає в контролі якості притирання поверхонь ущільнювачів деталей запірного органу, якості складання роз'ємних з'єднань.

Рівень вимог, які пред'являються герметичності запірної арматури, залежить від умов її експлуатації. Усього існує три класи герметичності: I - запірна арматури для вибухонебезпечних та токсичних середовищ; ІІ - для пожежонебезпечних, і ІІІ - для всіх інших середовищ.

Надіслати свою гарну роботу до бази знань просто. Використовуйте форму нижче

Студенти, аспіранти, молоді вчені, які використовують базу знань у своєму навчанні та роботі, будуть вам дуже вдячні.

Розміщено на http://www.allbest.ru/

Вступ

Арматура - невід'ємна частина будь-якого трубопроводу. Трубопровідна арматура являє собою пристрої, призначені для керування потоками рідин або газів, що транспортуються трубопроводами. Як відомо, будь-який магістральний трубопровід складається з лінійної частини, що перекачують (газокомпресорних або насосних) і розподільчих станцій, призначених для направлення середовища, що транспортується споживачам.

На магістральних трубопроводах за характером роботи розрізняють арматуру лінійної частини та обслуговувальну станцію, що перекачує і розподільні.

Запірна арматура лінійної частини трубопроводів, яка встановлюється через кожні 25 - 30 км, призначена в основному для відсікання ділянки трубопроводів під час аварії або ремонтних робіт. Фактично арматура лінійної частини спрацьовує рідко (кілька разів на рік). На перекачувальних та розподільчих станціях арматура призначена для оперативних перемикань, що забезпечують основні технологічні процеси, а також відключення окремих ділянок при ремонті. Крім того, на технологічних трубопроводах хімічних та нафтохімічних виробництв арматура експлуатується дуже інтенсивно; у деяких технологічних процесах цикл відкриття закриття відбувається кілька разів на хвилину.

У деяких процесах арматура піддається значним вібраціям, дії високих та низьких температур. Діапазони температур, тисків, в'язкостей, хімічної активності та інших властивостей середовищ, що перекачуються, на яких працює арматура, безперервно розширюються. Все це створює відомі труднощі при конструюванні арматури, а також при підборі готових конструкцій стосовно конкретних робочих умов. Різноманітні умови, за яких працює арматура, специфічність вимог, що пред'являються до неї питання надійності і довговічності, велика кількість конструкцій ускладнюють вибір арматури для тих чи інших конкретних умов роботи. Правильний вибіртого чи іншого конструктивного типуарматури значною мірою визначає безаварійну роботу як окремих технологічних виробництв загалом, і трубопроводів, зокрема.

В даний час споживачі трубопровідної арматури та приводів витрачають значні кошти на організацію вхідного контролю та ремонту трубопровідної арматури та приводів. Ці заходи дають змогу значно скоротити обсяги використання непридатної для експлуатації продукції.

Однак цей вихід є не «раціональним», оскільки контроль якості відбувається після придбання продукції. Підприємства ПЕК розширюють проведення випробувань арматури у постачальників арматури щодо їх відповідності умовам заводських поставок. Перевага цього контролю полягає в тому, що якість продукції визначається до укладення договору. У навчальному посібнику розглянуто розроблені класифікації трубопровідної арматури, а також їх деталі, ущільнення, приводи. Важливими та необхідними для навчання студентів спеціальності «Проектування, спорудження та експлуатація газонафтопроводів та газонафтосховищ» є розділи з монтажу, технічного обслуговування, ремонту та врізання трубопровідної арматури.

Проведення практичних занять із силових розрахунків трубопровідної арматури базується на визначній науковій школі Д.Ф. Гуревича. У завданні на підготовку навчального посібника не ставилося завдання зі збору довідкового матеріалу за номенклатурою продукції трубопровідної арматури вітчизняними та зарубіжними виробниками. Тому в додатках у достатньому обсязі для виконання студентами курсових робіт представлені основні технічні характеристики кранів, засувок, клапанів, пристроїв, що перемикають і т.д.

1. Коротка характеристика НПС

Нафтоперекачувальні станції з резервуарним парком (головні нафтоперекачувальні станції) за призначенням поділяються на два види -головна НПС магістрального нафтопроводу та головна НПС технологічної ділянки. Ці станції відрізняються не лише за призначенням, а й місцем їх розташування у технологічному ланцюжку нафтопровідного транспорту. Їм властивий практично той самий склад основних технологічних об'єктів, а також майже ідентичні технологічні схеми.

Головна НПС складається з основних комплексів споруд: резервуарний парк, підпірна станція насосна, основна насосна станція. Крім основних споруд на головній НПС є:

Вузол обліку нафти;

Вузол запобіжних клапанів лінії прийому НПС;

Вузол запобіжних клапанів на лінії між основною насосною та підпірною насосною;

Вузол регулювання тиску;

Вузол підключення НПС до нафтопроводу (вузол прийому та пуску СОД).

Технологічна схема НПС передбачає такі технологічні операції:

Прийом нафти з нафтових промислів у резервуарний парк;

Відбір нафти з резервуарного парку та подання її до нафтопровіду;

Одночасне ведення прийому нафти та подачі її в нафтопровід.

Режим роботи станції може здійснюватися за такими схемами:

Перекачування через резервуарний парк;

Перекачування порезервуарно, тобто. в один резервуар нафта надходить, з іншого йде відкачування нафти;

Перекачування з підключеною ємністю, що дозволяє компенсувати нерівномірність надходження нафти та її відкачування.

1.1 Обладнання та робота насосної станції. Резервуарний парк

Основне призначення резервуарного парку – виконання буфера між нафтопромисловими об'єктами та об'єктами магістрального транспорту нафти. Резервуарний парк компенсує дисбаланс продуктивності промислів та магістралей.

Друга роль, відведена резервуарному парку, - роль аварійної ємності, у якому приймається нафту під час аварії на об'єктах нафтопроводу.

Третє призначення парку - підготовка нафти до транспортування нафтопроводом (відстоювання від води та хутряних домішок, змішування та ін.).

Сумарний корисний обсяг резервуарних парків складає:

Для ГНПС магістрального нафтопроводу – 2-3 добового обсягу перекачування для ДНПС експлуатаційної ділянки – 0,3-0,5 добового обсягу перекачування;

Для ГНПС експлуатаційної ділянки, де проводяться приймальні операції, 1,5 добового обсягу перекачування.

Резервуари у резервуарному парку розміщуються групами. Кожна група резервуарів повинна бути огороджена суцільним земляним валом завширшки не менше 0,5м. об'єм, що утворюється між внутрішніми укосами обвалування повинен дорівнювати ємності найбільшого резервуара в групі.

На території резервуарного парку передбачається виробничо-дощова каналізація для прийому: -Підтоварних вод з резервуарів;

Дощових вод з обвалованого майданчика резервуарного парку, де ці води можуть бути забруднені нафтою;

Води від охолодження резервуарів під час пожежі.

За межами резервуарних парків та між окремими групами резервуарів залишають пожежні проїзди завширшки не менше 3,5м.

Майданчик із запобіжними клапанами.

Запобіжні клапани (запобіжні пристрої прямої дії типу ППК або СППК) встановлюються на лінії прийому НПС та на лінії між підпірною та основною насосною. Запобіжні клапани, встановлені на приймальному трубопроводі НПС, призначені для захисту технологічного обладнаннярезервуарного парку від підвищеного тиску плюс паралельно до них встановлюється засувка, які при спрацьовуванні клапанів починають автоматично відкриватися, і відбувається скидання надлишкового тиску спеціально виділений для цих цілей резервуар.

Запобіжні клапани, встановлені на трубопроводі між підпірною та основною насосною, забезпечують захист підпірну насосну від надлишкового тиску, що підвищується при зупинці основної насосної.

Підпірна насосна.

Підпірна насосна призначена для відбору нафти з резервуарного парку та подачі її на вхід основної насосної з необхідним напором. Підпірні насоси монтуються в заглибленому варіанті, що забезпечує їхнє заповнення нафтою. На приймальному патрубку встановлюється фільтр. Насоси з'єднуються паралельно, на виході встановлюються зворотні клапани. Залежно від типу насоса, підпірна насосна може знаходитися на відкритому майданчику або в закритому приміщенні.

Вузол обліку кількості нафти, що перекачується.

Вузол обліку кількості нафти, що перекачується, розміщується на НПС з резервуарними парками. На ГНПС магістрального нафтопроводу і кінцевих пунктах трубопроводів розміщуються вузли комерційного обліку, але в ГНПС експлуатаційної ділянки розміщуються вузли оперативного обліку.

Як датчик витрати використовуються турбінні витратоміри типу «Турбоквант». За рахунок потоку нафти обертається турбіна, на валу якої є зубчасте колесо. При переміщенні зуба магнітного поля індукційного датчика в датчику наводиться імпульс. Кількість імпульсів залежить від обсягу нафти, що перекачується. Об'єм визначається приладом, розташованим у операторній.

Вимірювальні лінії за призначенням поділяються на:

Робочі, кількість визначається продуктивністю нафтопроводу;

Резервні лінії, що не перебувають у роботі;

Контрольні призначені для перевірки показань робочих лічильників.

Майданчик фільтрів-грязевловлювачів

Фільтр-брудоуловлювач призначений для очищення нафти щодо великих механічних включень перед подачею рідини на вхід насосних агрегатів. Стан фільтрів під час експлуатації контролюються за допомогою манометрів, встановлених до і після фільтра.

Блок гасіння ударної хвилі (БДУВ) типу «Аркрон»

Система згладжування хвиль тиску передбачається для проміжних НПС магістральних трубопроводів діаметром 720 мм та більше. БГУВ призначений для захисту трубопроводу від гідравлічного удару. Згладжування відбувається рахунок скидання енергії частини нафти в безнапірну ємність. Гідравлічний удар виникає через різке збільшення гідравлічного опору, спричиненого зупинкою агрегату або НПС. Ударна хвиля поширюється на зустріч руху нафти, при цьому стінки трубопроводу та обладнання зазнають імпульсного впливу підвищення тиску, що може призвести до пориву. При зупинці НПС-2 відкриваються клапани БГУВ, що знаходиться на цій же НПС, відбувається скидання енергії ударної хвилі в ємність. Внаслідок цього відбувається повільне зростання тиску в трубопроводі, тобто БДУВ обмежує швидкість наростання тиску в трубопроводі. Час відкриття клапанів, отже, і швидкість наростання тиску, визначається налаштуванням БГУВ.

Місткість для скидання енергії ударної хвилі.

Як ємність можуть використовуватися РВС-400, маніфольт (ємність, зварена з труб), горизонтальні ємності підземної установки об'ємом по 100 м 3 . Загальний обсяг залежить від діаметра нафтопроводу:

Для нафтопроводу діаметром 1220 мм – не менше 500 м;

Для нафтопроводу діаметром 1020 мм - 400 м3;

Для нафтопроводу діаметром 820 мм – 200 м 3 .

За будь-якого варіанта ємності скидання оснащуються дихальною арматурою та засобами КВП, що забезпечують автоматичне спорожнення ємності від нафти. Нафта відкачується насосами відкачування прийом НПС.

Насосні агрегати та майданчик агрегатних засувок.

Насосний агрегат (насос та привід) відносяться до основного обладнання на НПС. На сучасних НПС агрегати представлені відцентровими насосами типу НМ (нафтовий, магістральний) та електродвигуном типу СТД (синхронний, трифазний двигун). Насос підключається до трубопроводу через приймальну та викидну засувки, між засувками встановлюється зворотний клапан, що забезпечує протоку нафти при закритих засувках.

З'єднання насосів між собою може бути послідовним і паралельно-послідовним. Паралельне з'єднання насосів використовується для забезпечення необхідної продуктивності при роботі НПС на два паралельні нафтопроводи.

При послідовному з'єднанні насосів збільшується напір та продуктивність.

При паралельному режимі продуктивність збільшується (якщо включені паралельно два нафтопроводи), тиск залишається без зміни, тобто. Паралельний режим роботи насосних агрегатів використовується при роботі НПС на два паралельні нафтопроводи.

Камера (майданчик) регулювання тиску (КРД)

Для регулювання тиску монтуються поворотні регулюючі заслінки. З допомогою цих заслін забезпечується підтримка тиску на прийомі нижче заданого виходячи з умов кавітації насоса, і на виході НПС не вище заданого виходячи з умов міцності трубопроводу.

Допоміжне обладнання насосної станції

До допоміжного обладнання насосної станції належать системи, що забезпечують нормальні умови роботи основного обладнання станції. Перелік допоміжних систем залежить від компонування основного обладнання. До складу допоміжних систем входять два механізми, з'єднані паралельно.

Механізми працюють у режимі автоматичного включення резервного (АВР) механізму, тобто. один механізм (насос, вентилятор) працює як основний і при його відмові в роботі автоматично вмикається резервний. Для запобігання перетіканню рідини через механізм, який знаходиться в резерві, на виході кожного механізму встановлюється зворотний клапан.

Перехід на резервний механізм супроводжується сигналізацією «Несправність допоміжсистеми». При відмові у роботі резервного механізму відбувається його відключення, яке супроводжується сигналізацією «Аварія вспомсистеми».

За значимістю допоміжні системи поділяються на два види:

Допоміжні системи (допоміжні системи I);

Допоміжні споруди (допомоги системи II).

До допоміжних систем (допомоги системи I) належать системи, без пост Янной роботи яких, основне технологічне обладнання працювати не зможе. До них належать такі системи:

Маслосистема, призначена для безперебійної подачі олії на підшипники насосного агрегату;

Підпірна вентиляція призначена для створення надлишкового тиску повітря в електрозалі;

Вентиляція безпромвальної камери призначена для створення повітряної завіси при проході валу через розділову стіну;

Вентиляція для продування електродвигуна (використовується при встановленні насосного агрегату в загальному укритті), призначена для створення надлишкового тиску повітря в електродвигуні;

арматура ремонт засувка

Глава 2. Правила експлуатації, обсяг робіт при технічному обслуговуванні та ремонті засувок

2.1 Правила експлуатації засувок

Трубопровідна арматура є невід'ємною частиною будь-якого трубопроводу. Під трубопровідної арматурою розуміються пристрої, призначені керувати потоками робочого середовища, транспортованої трубопроводами, тобто. це пристрої, які призначені для відключення, розподілу, регулювання, змішування або скидання речовин, що транспортуються. Від надійної роботи арматури значною мірою залежить надійність роботи трубопроводу, тому вибір арматури для обслуговування трубопроводів повинен виконуватися ретельно, з урахуванням її призначення та умов роботи. У процесі експлуатації мають бути забезпечені своєчасне та якісне технічне обслуговування та поточний ремонт арматури.

До арматури, що встановлюється на нафтопроводах, пред'являється ряд вимог, основними з яких є: міцність, довговічність, безвідмовність, герметичність, транспортабельність, ремонтопридатність, готовність до виконання циклу спрацьовування (відкриття, закриття) після тривалого перебування у відкритому або закритому положенні. Міцність арматури забезпечується виготовленням деталей із відповідних конструкційних матеріалів. Найбільш важливою є міцність корпусних деталей, поломка яких за своїми наслідками є особливо небезпечною. Необхідна міцність диктується переважно робочим тиском і температурою. Робочі тиску і температури практично можуть мати будь-які значення досить широких діапазонів в залежності від конкретних технологічних процесів.

Довговічність арматури в залежності від умов її роботи може обмежуватись різними факторами. Ресурс можуть визначати зношування деталей, корозія матеріалу, ерозія деталей робочого органу, старіння гумових або пластмасових деталей.

Безвідмовність арматури зберігається при правильній її експлуатації та ретельному технічному обслуговуванні, якщо конструкція та матеріал деталей обрані правильно та відповідають умовам роботи. Найбільше відмов виникає у робочому органі арматури внаслідок корозії, ерозії, замерзанні води та вібрації.

Арматура вважається герметичною за таких умов: при закритому робочому органі робоче середовище не проходить з однієї частини в іншу, відокремлену арматурою; відсутні протікання через сальниковий вузол, фланцеві та інші роз'ємні з'єднання; метал корпусних деталей має щільну структуру, відсутні пористі ділянки, раковини, тріщини, якими міг би просочитися робоче середовище в навколишню атмосферу.

Герметичність запірного органу арматури забезпечується ретельним підганянням та притиранням ущільнювальних кілець. Герметичність сальника досягається ретельною обробкою (поліруванням) сальникової ділянки шпинделя, збереженням пружності сальникового набивання і відповідним її затягуванням шпильками або болтами, використанням манжет, гумових кілець круглого перерізу. Щоб фланцеві з'єднання зберігали герметичність, необхідно вибрати відповідні розміри та матеріал прокладки та створити постійну та рівномірну затяжку фланців.

Вимога до арматури по готовності до відкриття без труднощів після тривалого перебування в закритому положенні (і навпаки - до закриття) викликається тим, що в багатьох випадках запірна та запобіжна арматура повинна спрацьовувати рідко і при цьому виникають сприятливі умови для «прикипання» поверхонь ущільнювача затвора і сідла один до одного, а для їхнього поділу або переміщення потрібно докласти значного зусилля. Для забезпечення безвідмовної роботи виробів необхідно до обсягу робіт з технічного обслуговування включати періодичне виконання циклу «відкрито - закрито», щоб упевнитися у працездатності арматури. У ряді випадків застосовуються, наприклад, крани та засувки зі змащенням поверхонь ущільнювачів деталей запірного органу. Найбільш сприятливі умови для роботи арматури створюють масла, оскільки їхня в'язкість дозволяє знизити вимогу до герметичності запірного органу, а змащувальні властивості знижують сили тертя в запірному органі та сальнику. Корозійна дія масел на метал незначна.

При виборі арматури, до складу якої входить електроустаткування, необхідно враховувати можливу вибухонебезпечність нафти та нафтопродуктів. В особливих випадках доцільно застосування арматури з пневмо-або гідроприводом, що не містить електричних пристроїв.

Арматура на нафтопроводах та нафтопродуктопроводах працює в умовах, коли через її порожнини переміщується рідка нафта або нафтопродукт, фізичні та хімічні властивості яких впливають на параметри надійності її роботи (довговічність, безвідмовність).

Умови експлуатації арматури у умовах визначаються як параметрами робочого середовища (тиск, температура), але й її плинністю і корозійної активністю. Плинність середовища залежить від температури, т.к. зі зниженням температури в нафті зростає кількість кристалів парафіну, які знижують плинність і забивають фільтри, трубопроводи та арматуру. Корозійний вплив нафти та нафтопродуктів на деталі арматури викликається вмістом у них кислот, води та сірки. З підвищенням кислотності продукту, що перекачується, посилюється корозійний вплив на метал деталей арматури і прискорює її знос.

Класифікація трубопровідної арматури

Трубопровідна арматура класифікується за різними ознаками:

I-за призначенням трубопровідну арматуру поділяють на:

Запірну - для перекриття потоку речовини, що транспортується (засувки, вентилі, крани);

Регулюючу - для регулювання параметрів (витрати, тиску) речовини, що транспортується (регулюючі вентилі, крани та клапани, регулятори тиску);

Запобіжну – для запобігання технологічному устаткуванню та трубопроводам від неприпустимого підвищення тиску (запобіжні, пропускні клапани, а також розривні мембрани);

Контрольну, що визначає рівень робочого середовища;

Зворотна арматура - захисна арматура, призначена для автоматичного запобігання зворотному потоку робочого середовища;

Призначену для виключення руху середовища у зворотному напрямку;

Іншу, призначену для різних конкретних операцій (відведення конденсату, випуск повітря з трубопроводу та впуск повітря в нього, приймально-роздавальні операції, випуск підтоварної води з рів тощо).

II-за принципом дії арматура може бути:

керованої, робочий цикл у якій виконується за відповідними командами в моменти, що визначаються робочими умовами або приладами, та із залученням енергії від зовнішнього джерела;

Автономної, робочий цикл якої відбувається робочим середовищем без залучення енергії будь-яких сторонніх джерел:

За способом керування арматура поділяється на арматуру з ручним приводом, приводну та під дистанційне керування.

Арматура з ручним приводом керується обертанням маховика або рукоятки, насаджених на шпиндель або ходову гайку безпосередньо або передає рух через редуктор.

Привідна арматура має привод, який встановлений безпосередньо на ній. Привід може бути електричним, електромагнітним, пневматичним, гідравлічним та пневмогідравлічним.

Арматура під дистанційне керування має керування від приводу, який не встановлюється безпосередньо на ній.

III - залежно від області та умов застосування трубопровідну арматуру поділяють на дві групи:

Загальнотехнічного призначення, до якої відносять арматуру, що встановлюється на трубопроводах, якими транспортуються неагресивні та малоагресивні речовини при низьких або середніх робочих параметрах середовища, що транспортується. Корпусні деталі такої арматури виготовляють із сірого та ковкого чавуну, вуглецевої або легованої сталі;

Спеціального призначення для особливих умов роботи, що встановлюється на трубопроводах з такими властивостями або параметрами, які вимагають застосування легованих та високолегованих сталей, бронзи, чавуну, що мають високу корозійну стійкість або жароміцність, захисні покриття або неметалеві матеріали.

IV- за способом приєднання до трубопроводів арматура поділяється на:

Приварну, що має патрубки під зварювання з трубопроводом і застосовується для трубопроводів з підвищеними вимогами до густини з'єднання. Зварне з'єднання не потребує жодного догляду та підтяжки, що дуже важливо для магістральних трубопроводів, де бажано мінімум обслуговування. Зварне з'єднання дає велику економію металу та знижує масу арматури та трубопроводу. Недоліком зварних з'єднань є складність демонтажу та заміни арматури, тому що для цього її доводиться вирізати з трубопроводу;

Фланцеву, що має приєднувальні патрубки з фланцями та застосовуються для будь-яких технологічних трубопроводів. Переваги фланцевого приєднання арматури - можливість багаторазового монтажу та демонтажу на трубопроводі, хороша герметизація стиків та зручність їх підтяжки, велика міцність та застосовність для дуже широкого діапазону тисків та проходів.

Недоліки фланцевого з'єднання - можливість ослаблення затяжки та втрата герметичності з часом (особливо в умовах вібрацій, зміни температур та тисків),

Підвищена трудомісткість складання та розбирання, великі габаритні розміри та маса;

Різьбове, яке підрозділяється на муфтове, що має на приєднувальних патрубках внутрішнє різьблення і цапкове - зовнішнє. Муфтове з'єднання використовують зазвичай у литій арматурі.

У зв'язку з цим основна сфера застосування муфтових з'єднань - арматура низьких та середніх тисків. Для дрібної арматури високих тисків, яку виготовляють із поковок або прокату, найчастіше застосовують цапкове з'єднання з зовнішнім різьбленнямпід накидну гайку.

V - за матеріалом, з якого виготовлені корпусні деталі арматури поділяються на:

Арматуру зі сталі, яку використовують для будь-яких тисків і температур і виготовляють із вуглецевої, легованої та високолегованої сталей, а також із внутрішніми покриттями корозійно-стійкими матеріалами;

Арматуру з чавуну, яку не допускається застосовувати для трубопроводів схильних до вібрації, що працюють на розтягування, а також експлуатуються при різко змінному температурному режимі;

Арматуру з кольорових металів і сплавів і неметалеву арматуру використовують тільки в тих випадках, коли фізико-хімічні властивості речовини, що транспортується, не допускають використання арматури з чавуну або сталі.

Умовне позначення трубопровідної арматури

У каталогах на арматуру, в номенклатурі арматурних заводів, у відомостях для замовлення арматури та в прейскурантах застосовують галузеві умовні позначення. Шифр загальнопромислової арматури складається з цифрових та літерних знаків, що включають п'ять елементів, розташованих послідовно, наприклад:30ч 925 бр.

Перше двозначне (30) число позначає тип арматури (засувка, запірний клапан, кран тощо).

Перше літерне позначення (ч) вказує матеріал, з якого виготовлено корпусні деталі арматури.

Цифри після літер вказують порядковий номер (25) моделі (одна, дві чи три цифри), якщо в цих трьох цифрах перша більша за 2, вона означає тип приводу (9). Ручний привід, що є маховиком або рукояткою, не відзначається.

Літери після другої групи цифр означають матеріал ущільнення (бр) або вид внутрішнього покриття корпусу. Якщо ущільнювальні поверхні виконані безпосередньо в самому корпусі, їх позначення відсутнє або вказуються літери «бк» (без кілець).

Іноді після літер, що позначають ущільнення, стоїть ще одна цифра, що позначає варіант конструктивного виконання.

Наприклад, шифр 15 з 22 нж 1 означає: 15 - Запірний клапан, с-корпус з вуглецевої сталі, 22-порядковий номер моделі (з ручним приводом маховиком), нж - з кільцями ущільнювачів з нержавіючої сталі, 1- конструктивне виконання 1.Умовне позначення арматури для нафтової, нафтопереробної та нафтохімічної промисловості побудовані Тут зазвичай спочатку йде ряд букв, що позначають скорочене найменування арматури, а потім цифри, що вказують умовний діаметр та умовний тиск.

Наприклад, 3KJI 2 - 1000 - 80, засувка клинова лита другий модифікації ручного приводу з умовним діаметром 1000 мм та з умовним тиском 80 кГс/см 2 ; ЗКЛПЕ - 1000 - 80 - засувка клинова лита з електроприводом з умовним діаметром 1000 мм і з умовним тиском 80 кГс/см 2 ;СППК 4 - 150 - 16 - спеціальний повнопідйомний пружинний клапан четвертої модифікації з умовним проходом /див.

Умовні тиски та умовні проходи трубопровідної арматури

Умовний тиск Ру є єдиним параметром для арматури, що гарантує її міцність і враховує як робочий тиск, так і робочу температуру. Умовний тиск відповідає допустимому робочому для даного виду арматури за нормальної температури (20°С). При підвищенні температури механічні властивості конструкційних матеріалів погіршуються, тому для арматури з високою робочою температурою допустимі робочі тиски нижчі за умовні. Це зниження залежить від матеріалу деталей арматури та температурної залежності властивостей міцності цього матеріалу. Чим вище робоча температура, тим нижче максимальний робочий тиск при тому самому значенні умовного тиску. До введення в експлуатацію арматуру необхідно випробувати водою за температури нижче 100 °С, на міцність і щільність матеріалу - пробним тиском. Цей тиск нормований ГОСТом. Для умовних тисків до Ру = 200 кгс/см 2 пробний тиск Рпр = 1,5 Ру; при вищих Ру перевищення пробного тиску над умовним знижується до 25%.

Робочою температурою вважається найвища тривала температура середовища, що перекачується по трубопроводах.

Другим основним параметром арматури є діаметр умовного проходу Ду (або 1>> номінальне значення внутрішнього діаметра трубопроводу, для установки на який призначена дана арматура. Різні типиарматури при тому самому умовному проході можуть мати різні прохідні перерізи (наприклад, повнопрохідний кульовий кран, конічний кран з трапецієподібним проходом.

Не слід змішувати діаметр умовного проходу з діаметром прохідного перерізу в арматурі, останній часто менший за Ду (арматура зі звуженням проходу) або більше за Ду (затвори з кільцевим прохідним перерізом). У той же час, умовний прохід арматури не збігається і з фактичним прохідним діаметром трубопроводу. Так, трубопровід із труби розміром 325x16 мм має фактичний внутрішній діаметр (без урахування допусків) 293, а номінальний діаметр – 300 мм. За розміром умовного проходу розрізняють арматуру малих проходів (Ду< 40 мм), средних проходов (Ду = 50-250 мм) и больших проходов (Ду >250 мм).

Працездатність та призначений термін служби арматури.

Вся новостворена на об'єктах МН вітчизняна та імпортна арматура повинна мати сертифікати відповідності, що засвідчують відповідність запірної арматури вимогам Державних стандартів та нормативних документів Росії та дозволу

Держгіртехнагляду Росії на право випуску та застосування даної продукції.

Працездатний стан арматури, при якому всі значення параметрів, що характеризують здатність виконувати задані функції, відповідає вимогам

Непрацездатний стан арматури, при якому все значення хоча б одного параметра, що характеризує здатність виконувати задані функції, відповідає вимогам НТД.

Призначений термін служби арматури DN 50-1200 встановлюється до вироблення призначених показників (вказується в ЕД: призначений термін служби у роках, призначений ресурс у циклах «відкрито-закрито»), але не більше 30 років.

Незалежно від термінів експлуатації, демонтажу з трубопроводу підлягає арматура, що має несправності та недоліки (не забезпечується герметичність затвора арматури за класом А, В, С; арматура, що не пройшла технічний огляд незалежно від термінів експлуатації та циклів напрацювання та ін.).

При заміні запірної арматури, обов'язково проводиться заміна клинових засувокна шиберні.

Клинові засувки.

Клинові засувки мають затвор у вигляді плоского клину. У клинових засувках сідла та їх ущільнювальні поверхні паралельні поверхням ущільнювачів затвора і розташовані під деяким кутом до напрямку переміщення затвора. Переваги таких засувок - підвищена герметичність проходу в закритому положенні, а також невелика величина зусилля, необхідного для забезпечення ущільнення.

До недоліків засувок цього типу можна віднести необхідність застосування напрямних для переміщення затвора, а також технологічні труднощі герметичності в затворі.

Всі клинові засувки по конструкції затвора можуть бути з цілісним, пружним або складним клином.

Засувки з цілісним клином знайшли широке застосування, тому що їх конструкція проста і, отже, має невелику вартість виготовлення. Цілісний клин є дуже жорсткою конструкцією, досить надійний в робочих умовах і може бути застосований для перекриття потоків при досить великих перепадах тиску на затворі.

Прикладом конструкції засувки цього типу може бути засувка з висувним або невисувним шпинделем.

Засувка на малюнку а складається з литого корпусу, в який загвинчені ущільнювальні сідла. Як правило, їх виготовляють із легованих, зносостійких сталей. Разом з корпусом відлито, а потім механічно оброблено напрямні для фіксації напрямку переміщення клина. Клин має дві кільцеві ущільнювальні поверхні і шарнірно через сферичну опору підвішено до шпинделя. Верхня кришка з'єднується з корпусом за допомогою болтів або шпильок. Для центрування кришки по відношенню до корпусу в ній є кільцевий виступ, який входить до проточки корпусу. Ущільнення між кришкою та корпусом забезпечується прокладкою, яка закладається у проточку корпусу. Для запобігання перекосам шпинделя у верхню частину кришки запресовується напрямна втулка.

Малюнок 1 - Повнопрохідна засувка з цілісним клином: 1 - корпус; 2 – сідло; 3 - напрямна руху клина; 4 – клин; 5 – шпиндель; 6 – верхня кришка; 7 – шпилька; 8 - ущільнювальне прокладання; 9 - напрямна втулка; 10 - сальник; 11 - натискний фланець; 12 - бугель; 13 – ходова гайка; 14-маховик.

Існує також конструкція засувки з цілісним клином, але з невисувним шпинделем, там ходова гайка закріплена у верхній частині затвора. У гайку загвинчений шпиндель, жорстко з'єднаний з маховиком. Система гвинт - гайка служить для перетворення обертального руху маховика (при відкритті або закритті засувки) на поступальний рух затвора.

Засувки із пружним клином. У них затвор являє собою розрізаний клин, обидві частини якого пов'язані між собою пружним (пружним) елементом (пружним ребром), який дозволяє поверхням ущільнювачів клина повертатися відносно один одного на деякий кут, що забезпечує краще їх прилягання до ущільнювальних поверхонь сідел. Ця особливість пружного клина виключає необхідність індивідуального технологічного припасування ущільнення і зменшує небезпеку заклинювання. Засувки цього типу виготовляють як з висувним (див. рисунок 2), так і з не висувним шпинделем.

Конструкція засувки цього типу забезпечує краще ущільнення проходу в закритому положенні без індивідуального технологічного припасування. Під дією зусилля притискання, яке передається через шпиндель, у закритому положенні пружний елемент може згинатися в межах

Малюнок 2 - Засувка з пружним клином та висувним шпинделем: 1 - корпус; 2 – сідло; 3 – клин; 4 – шпиндель; 5 – ходова гайка; 6 – маховик; 7 – пружні елементи; 8 – бугель.

Пружних деформацій, забезпечуючи щільне прилягання обох ущільнювальних поверхонь клину та сідел. У засувках цього типу підвищена надійність за високих температур (внаслідок зменшення небезпеки нерівномірного теплового розширення, що призводить до заклинювання затвора). Однак небезпека заклинювання у закритому положенні повністю не усунена. Великим недоліком засувок цього є підвищений знос ущільнювальних поверхонь клина і сідел, оскільки вони вступають у взаємний контакт значно раніше, ніж у засувках з цільним клином.

2.2 Обсяг робіт під час технічного обслуговування

Періодичність технічного обслуговування.

При експлуатації запірна арматура та зворотні затвори піддаються наступним видам обслуговування та ремонту:

обслуговування ТО 1;

Сезонне обслуговування ТО 2;

Поточний ремонт (ТР);

Діагностичне обстеження; середній ремонт (СР);

Капітальний ремонт (КР); технічний огляд.

Середній ремонт (СР) арматури проводиться без демонтажу з трубопроводу. Капітальний ремонт (КР) провадиться з демонтажем арматури в умовах спеціалізованого ремонтного підприємства.

Таблиця 2 Терміни ТО, обстеження та ремонту арматури

Типовий обсяг робіт при технічному обслуговуванні (ТО 1) запірної арматури.

У обсязі технічного обслуговування ТО 1 виконуються такі роботи.

Для засувок:

Візуальна перевірка герметичності щодо довкілля, у тому числі: фланцевого з'єднання (протечки не допускаються);

сальникового ущільнення (протечки не допускаються; у разі виявлення протікання по сальниковому ущільненню, здійснити обслуговування згідно ЕД заводу виробника); перевірка паралельності фланців корпус-кришка; чищення зовнішніх поверхонь, усунення патьоків;

контроль наявності мастила в редукторі електроприводу (відповідно до ЕД електроприводу);

Перевіряє 100% ступінь відкриття або закриття засувки по висоті шпинделя щодо базових деталей корпусу;

Візуальна перевірка стану електроприводу та кабелів, що підводять; перевірка стану та кріплення клем електродвигуна;

Перевірка кріплення, герметичність захисного кожуха шпинделя арматури;

Скидання надлишкового тиску з корпусу засувок за температури довкілляпонад 30 °С.

Чищення зовнішніх поверхонь, усунення патьоків.

Контроль герметичності затвора шиберної засувки проводиться через дренажний трубопровід або нагнітальний клапан і поєднується з проведенням ТО.

Контроль герметичності затвора клинових засувок поєднується з проведенням ТО Відомості про проведення Т01 заносяться в паспорт (формуляр).

Типовий обсяг робіт при сезонному обслуговуванні (ТО 2) запірної арматури

Технічне обслуговуванняТО 2 проводиться при підготовці до осінньо-зимового та весняного періодів експлуатації.

При технічному обслуговуванні ТО 2 проводяться всі операції ТО 1, а також:

Для засувок:

перевірка (випробування) на повне відкриття, закриття затвора арматури у місцевому режимі управління;

перевірка спрацьовування колійних вимикачів, їх ревізія; перевірка налаштування муфти обмеження моменту, що крутить;

перевірка плавності переміщення всіх рухомих частин арматури; заміна (контроль) мастила в електроприводі (мастило має відповідати сезонним температурним параметрам даного регіону); перевірка захисту електродвигуна від перевантажень та перекосу фаз;

перевірка (випробування) на повне відкриття, закриття затвора арматури як телеуправління;

перевірка різьблення шпинделя на відсутність ушкоджень; перевірка прямолінійності висувної частини шпинделя;

видалення води з підшиберного простору через дренажний трубопровід шиберної засувки;

перевірка та злив конденсату із захисної стійки шпинделя.

Технічне обслуговування електроприводу арматури проводиться згідно з «Інструкцією з експлуатації та технічного обслуговування електроприводу».

Відомості про проведене сезонне обслуговування Т02 заносяться в паспорт (формуляр).

Сезонне обслуговування (ТО 2) проводиться при планових зупинках лінійної частини МН та на відключених ділянках технологічних нафтопроводів НПС.

2.3 Обсяг робіт під час ремонту засувок

Типовий обсяг робіт при поточному ремонтізапірної арматури

При поточному ремонті (ТР) запірної арматури виконуються всі операції технічного обслуговування ТО 1, ТО 2, а також:

Перевірка наявності мастила підшипникового вузла шпинделя арматури;

Перевірка сальникового ущільнення, натискної втулки, усунення слідів корозії, задирки штока;

Прогін шпинделя по гайці на всю робочу довжину;

Нанесення захисного мастила шпинделя арматури;

Набивання, заміна сальникового ущільнення;

Перевірка та підтяжка контактних з'єднань електроприводу, відновлення ізоляції вихідних кінців проводів, перевірка стану ущільнювачів, вибухозахист підшипників електродвигуна, правильність посадки крильчатки вентилятора електродвигуна;

Перевірка обтяжки фланцевих з'єднань роз'єму корпус-кришка.

Перевірка обтяжки фланцевих з'єднань повинна проводитися гайковертами з контролем моменту затягування (динамометричні інструменти (ключі-мультиплікатори) одночасно не менше ніж на двох протилежних взаємно) шпильках з однаковим зусиллям, що відповідає ЕД арматури.

Перед обтяжкою фланцевого з'єднання (корпус-черешки) клинової засувки необхідно відкрити клин, щоб уникнути пошкодження різьбової втулки. При поточному ремонті арматури ущільнення шпинделя сальникового вузла на основі азбесту замінюється на ущільнення із терморозширеного графіту. При ремонті арматури DN 50-1200 прокладки фланцевих з'єднань патрубків арматури на основі азбесту замінюються на прокладки з терморозширеного графіту.

Відомості про проведений поточний ремонт заносяться у паспорт (формуляр).

Поточний ремонт запірної арматури та зворотних затворів НПС проводиться при планових зупинках лінійної частини МН та на відключених ділянках технологічних нафтопроводів НПС.

Типовий обсяг робіт при середньому ремонті (СР) запірної арматури

Перед проведенням середнього ремонту проводиться діагностичне обстеження запірної арматури та зворотних затворів. Об'єм діагностичного обстеження арматури під час середнього ремонту відповідно до вимог РД-19.100.00-КТН-036-13.

При невідповідності показників діагностичного обстеження арматури характеристикам встановленим у ТУ, ЕД, арматура підлягає вирізці та капітальному ремонту в умовах спеціалізованого ремонтного підприємства.

В об'єм середнього ремонту запірної арматури входить:

Всі роботи, що виконуються при ТР, а також:

Ремонт із заміною дефектних деталей

Заміна паранітових прокладок між корпусом та кришкою на прокладки з терморозширеного графіту;

Перевірка на герметичність затвора і випробування продуктом, що перекачується тиском Р= 1,1РN раб. протягом не менше 10 хв, для перевірки герметичності ущільнень та з'єднань. За наявності патьоків та негерметичності - їх усунути.

Заміну електроприводу для капітального ремонту на спеціалізованому підприємстві (при настанні терміну КР згідно з інструкцією заводу - виробника або виявлення дефектів, непереборних проведенням ТО, поточного та середнього ремонту), проводить ОДЕ.

Крім того, додатково для клинових засувок:

Демонтаж кришки, розбирання, перевірка технічного стану всіх виїмних деталей та, за наявності дефектів, їх ремонт чи заміна;

Зачищає та промиває посадковий паза затвора клинових засувок від механічних домішок;

Перевірка стану ущільнювальних поверхонь корпусу, кришки, клина, їх очищення та шліфування;

Перевірка стану напрямної клину;

Заміна підшипників бугельного вузла;

Заміна ущільнювальних елементів на прокладки з терморозширеного графіту - заміна (за наявності) системи автоматичного скидання тиску на відремонтовану та налаштовану на скидання тиску в корпусі при значенні не більше 1,1 PN

Капітальний ремонт запірної арматури

Запірна арматура DN 300 і більше підлягає демонтажу та капітальному ремонту, якщо в процесі експлуатації або за результатами технічного діагностування виявлено дефекти обладнання, які не усуваються поточним або середнім ремонтом. Капітальний ремонт запірної арматури та зворотних клапанів DN від 50 до 250 не проводиться.

Капітальний ремонт арматури проводиться в умовах спеціалізованого підприємства, що має дозвіл на виконання капітального ремонту арматури за технічними умовами, узгодженими Ростехнаглядом та затвердженим ВАТ АК Транснефть.

При капітальному ремонті запірної арматури та зворотних затворів в умовах Спеціалізованого підприємства проводиться повне розбирання та дифектація всіх деталей і вузлів, відновлення їх конструктивних параметрів або замін деталей, що прийшли в непридатність внаслідок корозії або надмірного механічного зносу, відновлення антикорозійного покриття та фарбування. Обсяг капітального ремонту за умов спеціалізованого підприємства визначається виходячи з складеної дефектної відомості.

Клинові засувки DN від 500 до 1200 у процесі ремонту мають бути обладнані системою автоматичного скидання тиску з корпусу.

Арматура, що пройшла капітальний ремонт, піддається приймально-здавальним випробуванням під наглядом служби технічного контролю підприємства. Випробування проводяться відповідно до програми приймально-здавальних випробувань арматури розробленої заводом-виробником або спеціалізованим ремонтним підприємством та затвердженої ВАТ АК Транснефть.

Арматура після капітального ремонту та випробувань повинна відповідати класу герметичності затвора, зазначеному у паспорті заводу-виробника.

Підготовка лінійних засувок та перевірка їх герметичності

До проведення основних робіт з урізування повинні бути проведені роботи з промивання внутрішньої порожнини клинових засувок та перевірки герметичності їх затворів. Промивання проводиться з метою звільнення посадкового паза клину в корпусі засувки від можливого скупчення сторонніх предметів та бруду.

Роботи з промивання та перевірки герметичності затворів виконуються за заздалегідь розробленим планом заходів, що є частиною Плану виконання робіт із врізання. До складу плану заходів входять:

Складання схеми порядку промивання та перевірки герметичності затвора засувок;

Визначення сил та засобів для виконання робіт;

Підготовка персоналу та технічних засобів;

Підготовка та забезпечення зв'язку між виконавцем та диспетчером.

Порядок промивання засувок

Промивання внутрішньої порожнини клинових засувок проводиться за рахунок збільшення швидкості потоку нафти, що перекачується при зменшенні площі прохідного перерізу і створенні перепаду тиску до і після затвора засувки шляхом її прикриття.

Промивання клинових засувок має проводитися в наступному порядку:

Розробка режиму роботи нафтопроводу, при якому здійснюватиметься промивання засувок;

Оформлення наряду-допуску на промивання засувок;

Погодження з диспетчерською службою РНУ (УМН), ВАТ МН порядку проведення робіт;

Організація забезпечення сталого зв'язку між виробником робіт та диспетчером;

Установка манометрів (не нижче першого класу точності) до і після засувок, що перевіряються, по ходу нафти відповідно до наведеної схеми.

Забезпечення розрахункового режиму роботи нафтопроводу, при якому після прикриття затвора засувки, що промивається, на 65-80% швидкість нафти буде не менше 1,5 м/с, при цьому тиск на викиді попередньої насосної станції (Pi) після прикриття затвора має бути не менш ніж на 0,5 МПа нижче максимального допустимого тиску в трубопроводі і не менше ніж на 0,3 МПа вище за мінімально допустимий тиск на прийомі наступної насосної станції (Р2).

Управління засувкою повинно проводитися в режимі місцевого керування у такому порядку:

Прикрити за допомогою електроприводу засувку до 50% затвора;

Через 3 хв після зупинки електроприводу перевірити величину зміни тиску по манометрах, встановлених до і після засувки із записом показань манометрів в журнал;

Здійснити прикриття засувки ступінчасто, з 5%-ною величиною переміщення клина на закриття при постійному контролі та фіксації зміни перепаду тиску;

Після виконання прикриття засувки на 60% подальшу операцію проводити вручну.

Промивання порожнини засувки здійснюється при досягненні перепаду до та після клину ДР=0,2 МПа протягом не менше 30 хв і швидкості потоку не менше 1,5 м/с при постійному контролі показань манометрів. Після закінчення зазначеного терміну засувку слід відкрити і розпочати промивання іншої засувки.

Промивання порожнини шиберних засувок повинно проводитись згідно з інструкцією з їх експлуатації. При цьому створення перепаду тиску не потрібне.

Порядок перевірки герметичності засувок

Перевірка герметичності засувок здійснюється шляхом контролю зміни тиску відключеної частини нафтопроводу після його зупинки.

Після зупинки нафтопроводу та закриття відсікаючих засувок проводяться заходи щодо зниження статичного тиску на відсіченій ділянці.

Зниження тиску здійснюється скиданням нафти в підготовлені ємності, відкачуванням у паралельний нафтопровід або за засувку, при цьому на момент початку контролю в контрольованій точці нафтопроводу має бути надлишковий тиск не менше 0,4 МПа.

Зміна тиску на відсіченій ділянці контролюється за манометрами не менше ніж 30 хв. При контролі герметичності засувок можна використовувати акустичні прилади для прослуховування можливих протікань. Зміна тиску (за 30 хв на 0,2 МПа і більше), фіксування шуму протікання нафти через затвор, а також надходження нафти, що триває, через вантуз, при зниженні тиску на відсіченій ділянці свідчать про негерметичність затвора засувки, що перевіряється.

Об'єм протікання через затвор засувки визначається шляхом виміру нафти, що надходить в ємність, через вантуз. При протіканні величиною 6 м 3 /год необхідно здійснити заміну негерметичної засувки або роботи по врізанні поєднати із заміною засувки.

2. 4 Опис технологічного процесу

Часткове розбирання засувки з метою ремонту, заміни шпинделя або клину проводиться без демонтажу засувки з трубопроводу за відсутності тиску робочого середовища. Розбирання проводити у такому порядку:

Встановіть клин у верхнє положення ВІДКРИТО і зніміть кожух і покажчик (для електроприводу ВАТ Тулаелектропривод);

Встановіть клин в середнє положення, опустивши його на 3/4 повного ходу, якщо засувка знаходиться в положенні ВІДКРИТО або піднявши його на повного ходу, якщо засувка знаходиться в положенні ЗАКРИТО;

Зняти електропривод;

Виверніть на 2-3 обороти< воздушную>пробку та переконається у відсутності тиску середовища у трубопроводі;

Зніміть кріплення кришки;

Підніміть вузол<крышка, стойка, шпиндель,клин>до виходу із корпусу. Відведіть вузол<крышка, стойка, шпиндель, клин>убік та встановіть клин у вертикальному положенні на підкладках;

Виведіть головку шпинделя з пари з верхнім пазом клина, після чого вузол<крышка, стойка, шпиндель>встановіть у горизонтальному положенні на підкладках. За потреби знятий вузол можна повністю розібрати.

Після огляду та ремонту деталей та вузлів зберіть засувку в наступному порядку:

Змастіть і покладіть ущільнювальне кільце в проточку на торці корпусу;

Застропіть кришку у зборі зі шпинделем і стійкою у вертикальному положенні, обережно введіть головку шпинделя у відповідний паз клину та опустіть зібраний вузол у порожнину корпусу. Вузол опускайте повільно, направляючи клин по напрямних між патрубками корпусу. Клин необхідно встановити у колишній орієнтації щодо патрубків корпусу;

Встановіть кріплення кришки і рівномірно його затягніть моментом, що крутить, за діаметрально-перехресною схемою:

Мкр. = (70 ± 7) кгс. м-для DN 500;

Мкр = (120 ± 12) кгс. м – для DN 600;

Мкр = (140 ± 14) кгс. м – для DN 700,800;

Мкр. =(190±19) кгс. м – для DN 1000,1200;

Повне розбирання засувки для ремонту вузла ущільнення проводиться тільки після демонтажу засувки з трубопроводу.

Після складання засувку необхідно опресувати тиском Рn =12,0 МПа при відкритому затворі відповідно до правил, що діють на об'єкті, що експлуатується Кількість опресовок пробним тиском - не більше 10 за повний призначений термін служби корпусних деталей.

2.5 Зношування деталей та методи відновлення

Подібні документи

Мета та організація проведення технічного обслуговування та ремонту. Вплив умов експлуатації на зношування карбюратора. Призначення та загальний пристрій, основні несправності. Вибір обладнання, пристроїв, інструменту, технологічний процес ремонту.

дипломна робота , доданий 02.11.2009


Призначення запірно-регулюючої арматури у технологічних обв'язках компресорної станції. Відомості про промислову трубопровідну арматуру. Конструктивні особливості, номінальний розмір та види запірної арматури. Типи її з'єднань із трубопроводами.

курсова робота , доданий 11.04.2016


Нормативи періодичності, тривалості та трудомісткості ремонтів, технологічного обладнання. Методи ремонту, відновлення та підвищення зносостійкості деталей машин. Методика розрахунку чисельності ремонтного персоналу та верстатного обладнання.

курсова робота , доданий 08.02.2013


Роль нафти у господарстві. Функції та призначення дожимної насосної станції, її застосування на віддалених нафтогазових родовищах. Технічне обслуговування та ремонт засувок, кульового крана, запобіжного клапана на підприємстві "Лукойл-Перм".

звіт з практики, доданий 23.05.2016


Загальна характеристиканасосної станції, розташованої у прокатному цеху на ділянці термозміцнення арматури. Розробка системи автоматичного керуванняцією насосною станцією, яка своєчасно попереджає (сигналізує) про аварійну ситуацію.

дипломна робота , доданий 05.09.2012


Запірна арматура - призначена для повного перекриття потоку робочого середовища у трубопроводі та пуску середовища залежно від вимог технологічного процесу. Функціональне призначення трубопровідної арматури, її види та технічні характеристики.

контрольна робота , доданий 27.11.2010


Влаштування свердловинних штангових насосів. Опис дефектів у процесі експлуатації. Види та періодичність технічного обслуговування та ремонту обладнання. Порядок підйому насоса та його демонтаж. Вибір оптимальної технології відновлення деталей.

курсова робота , доданий 12.12.2013


Причини зносу та руйнування деталей у практиці експлуатації поліграфічних машин та обладнання. Відомість дефектів деталей, технологічний процес їхнього ремонту. Аналіз методів ремонту деталей, обґрунтування їхнього вибору. Розрахунок ремонтного розміру деталей.

курсова робота , доданий 10.06.2015


Вибір режиму експлуатації магістрального нафтопроводу. Розрахунок та підбір трубопровідної арматури для монтажу, запірно-регулюючої арматури, швидкознімних затворів. Пристрій та принцип дії дефектоскопів, які використовуються під час обстеження резервуара.

звіт з практики, доданий 25.06.2017


Несправності обладнання та їх класифікація. Основні види зношування деталей. Економічна доцільність їхнього відновлення. Розрахунок ремонтних розмірів. Упорядкування технологічного процесу відновлення деталі. Розрахунок режимів обробки, норми часу.

Додати в закладки

Як відремонтувати запірну арматуру?

Запірна арматура є незамінним і широко використовуваним обладнанням. Найбільш актуальним є застосування такого обладнання при будівництві водопроводу та організації системи водопостачання різного рівня. Будь це побутовий водопровід або комунікації міського та районного масштабу, у будь-якому випадку без об'єкта обговорення нашої статті складно уявити сучасну та надійну мережу постачання води. Чому саме такий тип арматури використовується, зрозуміти дуже просто. Лише запірна арматура може надати необхідний відсоток надійності та гарантувати довговічний термін експлуатації будь-якої комунікації, яка ґрунтується на її застосуванні. Але, як і будь-яке обладнання, ремонт запірної арматури не є винятком і вимагає негайного проведення у разі потреби.

Види сантехнічних приладів

Перед тим як приступити до опису ремонтних робіт, в першу чергу варто сказати про те, що сучасна людина, незважаючи на незнайоме слово, в будь-якому випадку має справу з таким типом обладнання, користуючись сантехнічними приладами.

• крани;
• змішувачі і т.д.

Основним завданням такого типу комунікацій є регулювання та, у разі потреби, стабілізація потоку води, залежно від вимог кінцевого споживача та норм техніки безпеки.

Отже, будь-яке запірне обладнання має бути реалізовано на основі високоякісних матеріалів, здатних витримати високий тиск та реалізувати розподіл потоку води на потрібну кількість об'єктів. Абсолютно всі системи, які якимось чином пов'язані з водопроводом, потребують застосування запірної арматури.

Але через те, що йдеться про дотримання безпеки та рівномірності потоку, складові комунікації можуть вийти з ладу та вимагати ремонтних робіт. Про це ми й поговоримо далі.

Проведення ремонтних робіт

В першу чергу, говорячи про проведення ремонтних робіт, варто відзначити те, що знос найбільш схильні ущільнювачі поверхонь і шпинделі.

Приміром, технічний стан шпинделя немає права називатися хорошим, коли є корозія чи нагар. У такому разі той самий шпиндель просто не в змозі забезпечити достатній рівень щільності, навіть якщо йдеться про набивання найвищої якості.

Для того, щоб провести ремонтні роботи на досить високому рівні, в першу чергу необхідно подбати про підготовку шпинделя до проведення ремонту. Перед проведенням профілактичних або ремонтних робіт шпиндель потрібно добре зачистити від старого набивання, корозії та бруду, а потім промити гасом або бензиновою сумішшю.

Як основний матеріал для зачистки найчастіше використовується паста ГОІ, а також різного роду порошки з хрому. Перед нанесенням матеріалу його потрібно приготувати, розвівши в олії до однорідної консистенції.

Якщо йдеться про механічні пошкодження такого типу, як задираки, вм'ятини, то тут необхідно вдатися до більш масштабних робіт. В даному випадку необхідно проводити капітальний ремонт поверхні, усуваючи вади шліфуванням, поліруванням та ущільненням покриття. Як остання складова можна використовувати спеціальні антикорозійні матеріали.

Обслуговування запірної арматури є справою дуже відповідальною та трудомісткою. Іноді відсутність знань та досвіду може призвести до неякісно виконаної роботи, що має на увазі низькоякісний ремонт. Якщо йдеться про звичайну побутової сантехніки, то найбільш плачевним результатом стане вихід з ладу дорогого унітазу або скарга затоплених сусідів знизу.

Але коли справа стосується більш масштабних мереж, наприклад, корабельних, говорити про наслідки вголос, в силу можливості матеріалізації сказаного, просто немає бажання. Те саме, коли мається на увазі обслуговування міських водопровідних комунікацій.

Тому, перед тим як повернутися до теми ремонту шпинделя, хотілося б ще раз відзначити, що проведення ремонтних робіт такого плану найкраще довірити фахівцю або людині, яка хоча б уявляла, що таке мережа водопостачання і запірна арматура зокрема.

Шпіндель та його особливості

Повертаючись до шпинделів та їх ремонту, варто особливо виділити те, що кожен із представників даного обладнання має округлу поверхню. Саме з цієї причини механічні пошкодження є основною проблемою для них. При цьому потрібно сказати і про те, що овальність установки повинна бути не більше 0,05 мм, кривизна по всій довжині поверхні повинна бути не більше 0,05 мм. При відходженні цих показників від норми шпиндель потребує проведення ремонтних робіт.

Якщо йдеться про корозію, що виявилася в тих місцях, де шпиндель контактує із сальником, на жаль, у цьому випадку необхідно проводити капітальний ремонт та заміну установки на нову. Адже в такому випадку технічний стан обладнання не здатний витримувати тривалі навантаження, що передбачає вихід з ладу та поломку всієї системи водопостачання на ділянці. А це говорить про необхідність вдаватися до більш масштабних, комплексних робіт.

Промислове виробництво

Ремонт та профілактику арматури потрібно проводити своєчасно та найкращим чином.

Говорячи про запірні арматури та їх ремонт в умовах промислового виробництва, в першу чергу зазначимо, що тут йдеться про більші пристрої, які розраховані на роботу в умовах підвищеного навантаження. Ремонт таких пристроїв проводиться за допомогою спеціалізованих верстатів, плоскошліфувальних та внутрішньошліфувальних. У такому випадку використовуються і спеціальні елементи, що притирають - притири.

Сама форма пристроїв може бути різна, але вона в обов'язковому порядку підбирається під форму поверхні, яка потребує обробки. Вироби повинні мати меншу жорсткість, ніж поверхня, що підлягає обробці, а тому притири виготовляються з таких матеріалів, як чавун дрібнопухирчастого типу. Притирами перевіряється і технічний стан запірного елемента.

Внаслідок того, що його поверхня більш м'яка, після проведення профілактичної обробки всі нерівності матеріалу, що обробляється, будуть видно на поверхні елемента. Таким чином вдасться уникнути масштабніших ремонтних робіт, адже цей процес дозволяє усунути навіть найдрібнішу проблему ще в зародку, не давши розвинутися поломці остаточно.

Коли йдеться безпосередньо про притирання елементів, то на поверхню обладнання наноситься спеціальний розчин з абразивного порошку притирки з мікрочастинками. Далі порошок видавлюється, а залишки порошку змиваються за допомогою олії. Далі слідує остаточне доведення оброблюваної поверхні, яку виробляють за допомогою алмазного пласта.

Самостійне притирання

Загальний пристрій кранів кульових КШ та КШГ

Відразу зазначимо, що наведені вище роботи виконуються на спеціальному устаткуванні та в умовах, які досить важко реалізувати у звичайному побутовому середовищі. Але також можливий самостійний ремонт та притирання.

За відсутності спеціалізованої техніки та засобів притирання елементів ущільнення виконується за допомогою кругових рухів поверхонь один до одного. Таким чином вдасться розмістити мікроподряпини по дузі, що, власне, і є ідеальною умовою для якісного та надійного ущільнення.

Це найбільш прийнятний варіант усунення витоку середовища з вентилів та трубопроводу, який можна реалізувати в домашніх умовах.

За відсутності спеціалізованої техніки та матеріалів цілком можлива поява глибших тріщин, подряпин і сколів, чого допускати вкрай не бажано. У такому разі використовується крупнозернистий чавунний диск, на який кріпиться наждачний папірвеликого розміру.

Після проведення таких робіт обов'язково потрібно провести протирання оброблюваних поверхонь вологою ганчірочкою, попередньо змоченою в гасі, і після цього насухо протерти чистими серветками.

Нержавіюча арматура (нержавіюча сталь)

Навряд чи варто говорити про те, що сучасне сантехнічне обладнаннясуттєво відрізняється від радянського. Це і нові стандарти, нові технології, інноваційні рішення, зрештою, зовсім інші розміри та спосіб експлуатації.

Тому при виникненні необхідності здійснити заміну запірного механізму у квартирі, за умови експлуатації радянських аналогів, необхідно вдаватися до масштабних змін та переробок. І в цьому плані сучасність, вносячи корективи, приносить масу проблем.

Монтаж змішувача із золотниковим перемикачем: 1 - штанга; 2 – тримач; 3 – душова сітка; 4 – корпус; 5 - кривошип; 6 – ниткове ущільнення; 7 – спеціальний гвинт; 8 – рукоятка; 9 - вилив; 10 – прокладка золотника; 11 – золотник; 12 – перехідник.

1. По-перше, для ремонту необхідно здійснювати заміну усієї сантехніки, починаючи від труб, закінчуючи змішувачами.
2. По-друге, для реалізації ремонтних робіт на основі сучасного обладнання потрібна і наявність сучасного інструменту.
3. По-третє, напевно, найістотніша проблема – необхідність відключення водоподачі.

Звичайно ж, якщо робота здійснюється за допомогою досвідченого сантехніка, питання обновки вирішується протягом кількох годин із мінімальними труднощами. Але коли можливості у виклику сантехніка немає, потрібно пізнавати все з нуля та приступати до проведення ремонту самостійно.

Переваги і недоліки

Але в цьому є свої плюси, тому що сучасна запірна арматура і в цілому вся сантехніка здатна вирішити безліч проблем або локалізувати їх на окремому проміжку.

На думку експертів, найбільш високим рівнем надійності відрізняється арматура з нержавіючої сталі, основними перевагами якої є:

• високий рівень надійності за рахунок найвищих технічних характеристиксамого металу;
• простота в процесі експлуатації (наприклад, у разі потреби можна перекрити подачу води всього одним поворотом вентиля);
• доступна ціна;
• висока екологічність - вода, що подається на об'єкт, не забруднюється за рахунок корозійних відкладень;
• широка сфера застосування – застосовна як у великих промислових об'єктах, і у побутових умовах.

Що стосується недоліків, то таких, говорячи про нержавіючу арматуру запірного типу, вкрай мало.

Насамперед це, звичайно ж, необхідність використання спеціальної техніки та засобів у разі, коли виконується капітальний ремонт. Звичайним наждаком та круговими рухами, тобто. притирання, тут не обійтися.

У силу того, що матеріал досить м'який в порівнянні з чавуном, потрібно дотримуватися певних заходів безпеки, щоб остаточно не пошкодити поверхню при обробці.

загальні положення

1. Справжня посадова інструкціявизначає функціональні обов'язки, права та відповідальність слюсаря-ремонтника.

2. На посаду слюсаря-ремонтника призначається особа, яка має середню освіту та відповідну підготовку за спеціальністю.

3. Слюсар-ремонтник повинен знати пристрій устаткування, що ремонтується, агрегатів і машин; правила регулювання машин; способи усунення дефектів у процесі ремонту, складання та випробування обладнання, агрегатів та машин; будову, призначення та правила застосування контрольно-вимірювальних інструментів, що використовуються; конструкцію універсальних та спеціальних пристосувань; способи розмітки та обробки нескладних різних деталей; систему допусків та посадок; квалітети та параметри шорсткості; властивості кислототривких та інших сплавів; основні положення планово-попереджувального ремонту обладнання; конструктивні особливості устаткування, що ремонтується, агрегатів і машин; технічні умовина ремонт, складання, випробування та регулювання та на правильність встановлення обладнання, агрегатів та машин; технологічний процес ремонту, складання та монтажу обладнання; правила випробування обладнання на статичне та динамічне балансування машин; геометричні побудови при складній розмітці; способи визначення передчасного зношування деталей; способи відновлення та зміцнення зношених деталей та нанесення захисного покриття.

4. Слюсар-ремонтник призначається посаду і звільняється з посади наказом керівника установи відповідно до чинним законодавством РФ.

5. Слюсар-ремонтник безпосередньо підпорядковується заступнику керівника з АХЧ, або заступнику керівника з техніки, або заступнику керівника з будівництва, або начальнику господарського відділу, або начальнику технічного відділу, або начальнику будівельного відділу.

Посадові обов'язки

Здійснення ремонтних робіт. Розбирання, ремонт, складання та випробування вузлів та механізмів. Ремонт, монтаж, демонтаж, випробування, регулювання, налагодження обладнання, агрегатів та машин та здавання після ремонту. Слюсарна обробка деталей та вузлів. Виготовлення складних пристроїв для ремонту та монтажу. Складання дефектних відомостей на ремонт. Виконує такелажні роботи із застосуванням підйомно-транспортних механізмів та спеціальних пристроїв. Виявляє та усуває дефекти під час експлуатації обладнання та під час перевірки в процесі ремонту. Перевірка на точність та випробування під навантаженням відремонтованого обладнання.

Права

Слюсар-ремонтник має право:

1. вносити пропозиції керівництву установи з питань організації та умов своєї трудової діяльності;

2. користуватися інформаційними матеріалами та нормативно-правовими документами, необхідними для виконання своїх посадових обов'язків;

Навчальна практика ПМ №1

4. підвищувати свою кваліфікацію.

Слюсар-ремонтник користується всіма трудовими правами відповідно до Трудового кодексу РФ.

Відповідальність

Слюсар-ремонтник відповідає за:

1. своєчасне та якісне здійснення покладених на нього посадових обов'язків;

2. організацію своєї роботи, своєчасне та кваліфіковане виконання наказів, розпоряджень та доручень керівництва, нормативно-правових актів щодо своєї діяльності;

3. дотримання правил внутрішнього розпорядку, протипожежної безпеки та техніки безпеки;

4. ведення документації, передбаченої чинними нормативно-правовими актами;

5. оперативне вжиття заходів, включаючи своєчасне інформування керівництва, щодо усунення порушень техніки безпеки, протипожежних та інших правил, що створюють загрозу діяльності установи, її працівникам та іншим особам.

За порушення трудової дисципліни, законодавчих та нормативно-правових актів слюсар-ремонтник може бути притягнутий відповідно до чинного законодавства залежно від тяжкості провини до дисциплінарної, матеріальної, адміністративної та кримінальної відповідальності.

Обслуговування запірної арматури

Періодичність та обсяги технічного обслуговування та ремонту запірної арматури визначаються інструкцією заводу-виробника та планом-графіком, затвердженим головним інженером експлуатуючої організації.

На місцях (з метою прискорення процесу) ремонт запірної арматури частково обмежується притиранням дрібних вентилів або кранів, що полягає в тому, що золотник або пробка притираються за допомогою дрібного

наждаку з машинним маслом до гнізда. У цьому випадку також набиваються сальники штоків та пробки. Проточування золотників, щічок, штоків, грунд-букс робиться в майстернях на токарному або притирочному верстатах. Виявлені дефекти усувають тими самими способами, що і при ремонті запірної арматури.

Для прискорення операцій з увімкнення та відключення трубопроводів і для полегшення ремонту запірної арматури на всіх врізках і на всіх розривних засувках споруджуються колодязі зі стінками з бутового каменю або із залізобетонних збірних елементів. Їх обладнають міцними кришками та добре помітними покажчиками.

У працездатному стані запірної арматури пропуск середовища через сальникове та прокладочне ущільнення не допускається.

Технічний стан засувки у процесі експлуатації має визначатися діагностичним контролем. Для визначення технічного стану корпусу та зварних швів засувки застосовуються акустико-емісійний (АЕ), ультразвуковий (УЗК) та інші методи неруйнівного контролю.

Проведення діагностичного контролю засувки поєднують за термінами з капітальним ремонтом і здійснюють при виявленні надмірної напруги на патрубках або при виникненні відмов у роботі засувки за критеріями граничних станів. При діагностуванні застосовуються прилади та АЕ датчики та прилади ультразвукового контролю або дефектоскопи.

Діагностичний контроль та висновок за його результатами здійснюють спеціалізовані організації, які мають дозвіл Держгіртехнагляду Росії, або фахівці РНУ, ЦППО за наявності розробленої та затвердженої методики діагностичного контролю.

Контроль герметичності затвора арматури в процесі експлуатації може здійснюватися акустико-емісійними течешукачами.

На магістральних нафтопроводах, що діють, арматура також піддається випробуванням на міцність і щільність матеріалів і зварних швів, герметичність по відношенню до зовнішнього середовища, герметичність затвора і працездатність. Проведення випробування арматури поєднується за термінами із випробуванням нафтопроводів або здійснюється після виконання капітального ремонту нафтопроводів.

Режим випробування та випробувальні тиски встановлюються і залежно від терміну та параметрів експлуатації нафтопроводів згідно нормативним документам, що регламентує проведення випробувань на діючих нафтопроводах

Запірні та регулюючі пристрої. Запірна арматура- Вид трубопровідної арматури, призначений для перекриття потоку середовища. Вона має найбільш широке застосування і становить зазвичай близько 80% від кількості застосовуваних виробів. До запірної арматури відносять і пробно-спускну і контрольно-спускну арматуру, що використовується для перевірки рівня рідкого середовища в ємностях, відбору проб, випуску повітря з верхніх порожнин, дренажу і т.д. 5, а, в)та засувки (рис. 5, б). Регулюючий вентиль відрізняється від запірного лише пристроєм клапана (золотника). Клапан має хвостовий пристрій, що дозволяє плавно змінювати прохідний переріз вентиля. Крім того, на шпинделі регулюючого вентиля нарізається дрібне різьблення.

Мал. 5. Запірна арматура:
а -вентиль прохідний (запірний): 1 - ковпак-маховичок; 2 - головка шпинделя; 3 – шпиндель; 4 - сальник; 5 - кришка; 6 - Золотник; 7 – корпус; б - засувка розсільна: 1 - Корпус; 2 – щоки; 3-клин; 4 - шток; 5 – сальник; 6 - маховик; в -двоходовий запірний фреоновий вентиль: 1 - Корпус; 2 – шпиндель; 3-набивання; 4 - гайка; 5-прокладка, 6 - Ковпачок; 7-патрубок; 8 - трійник; 9 - накидна гайка.

Запірні та регулюючі вентилі встановлюють так, щоб напрямок руху холодильного агента збігався з напрямком підйому клапана (під клапан). Перед кожним регулюючим вентилем зазвичай монтують запірний вентиль, так як регулюючий вентиль не можна використовувати як запірний.

На рис. 5, впоказаний двоходовий фреоновий кутовий вентиль невеликого прохідного перерізу. Двоходовий вентиль дозволяє в робочому стані відключити один із проходів або з'єднати обидва проходи одночасно. У фреонових компресорах часто використовують вентиль такої конструкції.

Подібна інформація.