12.3.7 Эксплуатация арматуры
Работоспособность и назначенный срок службы арматуры.
Вся вновь устанавливаемая на объектах МН отечественная и импортная арматура должна иметь сертификаты соответствия, удостоверяющие соответствие запорной арматуры требованиям Государственных стандартов и нормативных документов России и разрешения Госгортехнадзора России на право выпуска и применения данной продукции.
Работоспособное состояние- состояние арматуры, при котором все значения параметров, характеризующих способность выполнять заданные функции, соответствует требованиям НТД.
Неработоспособное состояние- состояние арматуры, при котором все значение хотя бы одного параметра, характеризующего способность выполнять заданные функции, не соответствует требованиям НТД.
Назначенный срок службы арматуры DN 50-1200 устанавливается до выработки назначенных показателей (указывается в ЭД: назначенный срок службы в годах, назначенный ресурс в циклах «открыто-закрыто»), но не более 30 лет.
Независимо от сроков эксплуатации, демонтажу с трубопровода подлежит арматура, имеющая неисправности и недостатки (не обеспечивается герметичность затвора арматуры по классу А, В, С; арматура, не прошедшая техническое освидетельствование независимо от сроков эксплуатации и циклов наработки и др.).
При замене запорной арматуры, в обязательном порядке производится замена клиновых задвижек на шиберные.
Периодичность технического обслуживания, ремонта и замены арматуры
При эксплуатации запорная арматура и обратные затворы подвергаются следующим видам обслуживания и ремонта:
обслуживание ТО 1;
сезонное обслуживание ТО 2;
текущий ремонт (ТР);
диагностическое обследование; средний ремонт (СР);
капитальный ремонт (КР); техническое освидетельствование.
Средний ремонт (СР) арматуры производится без демонтажа с трубопровода. Капитальный ремонт (КР) производится с демонтажем арматуры в условиях специализированного ремонтного предприятия.
Сроки ТО, обследования и ремонта арматуры приведены в таблице 12.6.а.
Таблица 12.6.а - Сроки ТО, обследования и ремонта арматуры
Наименование арматуры |
TOl, мес. |
ТО 2, мес. |
ТР, мес. |
Диагност ическое обследова ние, лет |
СР, лет |
КР, лет |
Техническое освидетельствова ние, лет |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
1 Запорная арматура DN 50-250 |
3 |
6 |
12 |
15 |
15 |
- |
- |
2 Запорная арматура DN 300-1200 |
1 |
6 |
12 |
15 |
15 |
30 |
30/или по истечении срока установленного предыдущим освидетельствованием |
3 Обратные затворы |
3 |
6 |
12 |
15 |
15 |
30 |
30/ или по истечении срока установленного предыдущим освидетельствованием |
Периодичность контроля герметичности затвора арматуры
Периодичность контроля герметичности затвора арматуры приведена в таблице 12.6.б.
Таблица 12.6.б. - Периодичность контроля герметичности затвора арматуры DN 300-1200 в линейно-технологической схеме магистральных нефтепроводов
Наименование объекта |
Периодичность, мес. |
Выполнение при проведении |
1 |
2 |
3 |
1 Арматура отсекающая магистральные и подпорные агрегаты |
6 |
Т02 |
2 Отсекающая арматура установленная на входе и выходе НПС |
6 |
Т02 |
3 Арматура установленная на ПРП резервуаров |
6 |
Т02 |
4 Обратные затворы |
12 |
ТР |
5 Арматура линейной части магистральных нефтепроводов, включая ответвления и лупинги |
12 |
ТР |
6 Арматура основных и резервных подводных переходов многониточных нефтепроводов |
3 |
TOl |
7 Арматура однониточных подводных переходов нефтепроводов |
6 |
Т02 |
Контроль герметичности затвора арматуры DN 300-1200 проводится непосредственно перед проведением среднего ремонта и после его окончания.
Периодичность промывки внутренней полости клиновых и шиберных задвижек
Периодичность промывки внутренней полости клиновых и шиберных задвижек приведена в таблице 12.6.в
Таблица 12.6.в. - Периодичность промывки внутренней полости клиновых и шиберных задвижек DN 300-1200
Наименование объекта |
Периодичность, мес |
1 |
2 |
1 Технологическая арматура НПС |
12 (при выполнении ТР) или при выявлении негерметичности; по окончании ремонтных работ с использованием глиняных пробок |
2 Арматура линейной части магистральных нефтепроводов, включая ответвления и лупинги |
12 (при выполнении ТР) или при выявлении негерметичности; после проведения очистки нефтепровода; перед проведением плановых ремонтных работ (отсекающая ремонтный участок арматура) |
3 Арматура основных и резервных подводных переходов многониточных нефтепроводов |
3 (при выполнении Т01) или при выявлении негерметичности; после проведения очистки нефтепровода; перед проведением плановых ремонтных работ (отсекающая ремонтный участок арматура) |
4 Арматура однониточных подводных переходов нефтепроводов |
6 (при выполнении Т02) или при выявлении негерметичности; после проведения очистки нефтепровода; перед проведением плановых ремонтных работ (отсекающая ремонтный участок арматура) |
Типовой объем работ при техническом обслуживании (ТО 1) запорной арматуры и обратных затворов
В объеме технического обслуживания ТО 1 производятся следующие работы.
Для задвижек:
- визуальная проверка герметичности относительно внешней среды, в том числе:
фланцевого соединения (протечки не допускаются);
сальникового уплотнения (протечки не допускаются; в случае обнаружения протечек по сальниковому уплотнению, произвести обслуживание согласно ЭД завода изготовителя);
проверка параллельности фланцев корпус-крышка;
чистка наружных поверхностей, устранение подтеков;
контроль наличия смазки в редукторе электропривода (в соответствии ЭД электропривода);
проверка 100% степени открытия или закрытия задвижки по высоте шпинделя относительно базовых деталей корпуса;
визуальная проверка состояния электропривода и подводящих кабелей; проверка состояния и крепления клемм электродвигателя;
проверка крепления, герметичности защитного кожуха шпинделя арматуры;
сброс избыточного давления из корпуса задвижек при температуре окружающей среды свыше 30 °С.
Контроль герметичности затвора шиберной задвижки производится через дренажный трубопровод или нагнетательный клапан и совмещается с проведением ТО.
Контроль герметичности затвора клиновых задвижек совмещается с проведением ТО и периодичностью указанной в таблице 12.6.б.
Для обратных затворов:
- визуальная проверка герметичности относительно внешней среды, в том числе:
фланцевого соединения (корпус-крышка);
демпфирующих устройств;
- чистка наружных поверхностей, устранение подтеков.
Сведении о проведенном Т01 заносятся в паспорт (формуляр).
Типовой объем работ при сезонном обслуживании (ТО 2) запорной арматуры и обратных затворов
Техническое обслуживание ТО 2 проводится при подготовке к осенне-зимнему и весеннему периодам эксплуатации.
При техническом обслуживании ТО 2 проводятся все операции ТО 1, а также:
Для задвижек:
проверка (опробование) на полное открытие, закрытие затвора арматуры в местном режиме управления;
проверка срабатывания путевых выключателей, их ревизия;
проверка настройки муфты ограничения крутящего момента;
проверка плавности перемещения всех подвижных частей арматуры;
замена (контроль) смазки в электроприводе (смазка должна соответствовать сезонным температурным параметрам данного региона);
проверка защиты электродвигателя от перегрузок и перекоса фаз;
проверка (опробование) на полное открытие, закрытие затвора арматуры в режиме телеуправления;
проверка резьбы шпинделя на отсутствие повреждений; проверка прямолинейности выдвижной части шпинделя;
удаление воды из подшиберного пространства через дренажный трубопровод шиберной задвижки;
проверка и слив конденсата из защитной стойки шпинделя.
Техническое обслуживание электропривода арматуры проводится согласно «Инструкции по эксплуатации и техническому обслуживанию электропривода».
Для обратных затворов:
проверка работоспособности демпфирующих устройств (амортизаторов), при
необходимости их восстановление;
проверка наличия масла в демпфирующих устройствах;
проверка работоспособности регулировочного клапана перепускной линии (при наличии).
Сведении о проведенном сезонном обслуживании Т02 заносятся в паспорт (формуляр).
Сезонное обслуживание (ТО 2) проводится при плановых остановках линейной части МН и на отключенных участках технологических нефтепроводов НПС.
Типовой объем работ при текущем ремонте запорной арматуры и обратных затворов
При текущем ремонте (ТР) запорной арматуры производятся все операции технического обслуживания ТО 1, ТО 2, а также:
проверка наличия смазки подшипникового узла шпинделя арматуры;
проверка сальникового уплотнения, нажимной втулки, устранение следов коррозии, задиров штока;
прогонка шпинделя по гайке на всю рабочую длину;
нанесение защитной смазки шпинделя арматуры;
набивка, замена сальникового уплотнения;
проверка и подтяжка контактных соединений электропривода, восстановление изоляции выходных концов проводов, проверка состояния уплотнителей, взрывозащиты подшипников электродвигателя, правильность посадки крыльчатки вентилятора электродвигателя;
проверка обтяжки фланцевого соединений разъема корпус-крышка.
Проверка обтяжки фланцевых соединений должна производиться гайковертами с контролем момента затяжки (динамометрические инструменты (ключи-мультипликаторы) одновременно не менее чем на двух взаимно противоположных шпильках с одинаковым усилием, соответствующим ЭД арматуры.
При текущем ремонте арматуры уплотнение шпинделя сальникового узла на основе асбеста заменяется на уплотнения из терморасширенного графита.
При текущем ремонте арматуры DN 50-1200 прокладки фланцевых соединений патрубков арматуры на основе асбеста заменяются на прокладки из терморасширенного графита.
Сведения о проведенном текущем ремонте заносятся в паспорт (формуляр).
Текущий ремонт запорной арматуры и обратных затворов НПС проводится при плановых остановках линейной части МН и на отключенных участках технологических нефтепроводов НПС.
Типовой объем работ при среднем ремонте (СР) запорной арматуры и обратных затворов
Перед проведением среднего ремонта производится диагностическое обследование запорной арматуры и обратных затворов.
Объем диагностического обследования арматуры во время среднего ремонта в соответствии с требованиями РД-08.00-29.13.00-КТН-012-1-05.
При несоответствии показателей диагностического обследования арматуры характеристикам установленным в ТУ, ЭД, арматура подлежит вырезке и капитальному ремонту в условиях специализированного ремонтного предприятия.
В объем среднего ремонта запорной арматуры входит:
замена прокладки между корпусом и крышкой;
замена подшипника бугельного узла;
замена сменных частей арматуры, при обнаружении дефектов;
зачистка и промывка посадочного паза затвора клиновых задвижек от механических примесей;
замену электропривода (дефектация и ремонт электропривода производится специализированным предприятием).
В объем среднего ремонта обратных затворов оснащенных разъемом «корпус-крышка» входит:
разборка и зачистка внутренних полостей от грязи и отложений;
проверка состояния уплотнительных поверхностей разъема «корпус-крышка», корпуса и диска, их очистка и шлифовка;
замена прокладки между корпусом и крышкой;
замена втулок;
замена сменных частей обратных затворов, при обнаружении дефектов.
Пневматические приводы.
Пневмоприводы в основном применяют в запорной арматуре (в кранах), где не требуется больших усилий и перемещений при управлении. При больших усилиях и перемещениях конструкция привода становится громоздкой и сложной.
Для трубопроводов с Ду = 50 – 600 мм и РУ = 16 – 160 кГс/см2, пневмопривод представляет собой чаще всего цилиндр двойного действия, имеющий поршень, уплотняемый манжетами из бензостойкой резины. В цилиндр подается осушенный воздух, давление которого перемещает поршень в нужном направлении. Рабочее давление воздуха составляет 5 кГс/см2 (максимальное давление – 8 кГс/см2). Для подключения воздушных трубопроводов к цилиндру имеются два штуцера. Усилие, создаваемое давлением воздуха на поршне, передается штоком на пробку крана через специальный узел. Пробка поворачивается при помощи пневмопривода до упоров. Для прекращения подачи воздуха в крайних положениях, пневмоприводы оснащены взрывобезопасными конечными выключателями. В задвижках пневмопривод используется крайне редко, в основном для привода задвижек с небольшим условным диаметром.
Гидравлические приводы.
Гидроприводы так же, как и пневмоприводы, широко применяют для управления кранами магистральных газопроводов. Эти краны, как правило, имеют дистанционное управление.
Жидкость для управления краном находится в специальных гидробаллонах, входящих в конструкцию гидроприводов. В качестве рабочей жидкости применяют различные масла. При подаче импульса на закрывание или открывание открывается соответствующий электропневматический вентиль и давление газа из трубопровода выдавливает жидкость из гидробаллонов в полость гидроцилиндра, благодаря чему поршень перемещается и открывается или закрывается кран. Предусмотрена возможность местного управления гидроприводами при помощи ручного насоса, подключающегося к системе переключателем.
Гидропривод применяется также и к задвижкам с Дy до 350 мм.
Электроприводы используемые на МН
Привод "ЭВИМТА" с пневмодвигателем предназначен для управления запорной арматурой нефтепроводов в условиях отсутствия сети электропитания 380 В и 220 В переменного тока. Привод может работать от энергии транспортируемого газа параллельно идущего газопровода, либо от автономных баллонов со сжатым газом. Конструкция привода представляет собой серийный электропривод "ЭВИМТА", в котором отсутствует электродвигатель, а взамен установлен струйный пневмодвигатель и блок управления пневмодвигателем ("БУП").
Привод обеспечивает:
закрытие, открытие и остановку запорного устройства арматуры в любом промежуточном положении по командам оператора с пульта управления (дистанционно);
автоматическое отключение пневмодвигателя конечными выключателями при достижении запорным устройством крайних положений;
автоматическое отключение пневмодвигателя при достижении максималь-ного крутящего момента на выходном валу в любом положении запорного устройства;
обеспечивает управление запорным устройством арматуры вручную с помо-щью рычагов "ОТКРЫТО", "ЗАКРЫТО" блока управления "БУП" (местное управление).
Привод оснащен ручным дублером (маховиком), который обеспечивает управление запорным устройством арматуры вручную (ручное управление). При пуске пневмодвигателя ручной дублер автоматически отключается.
Основные технические характеристики привода:
Включение привода ручное. При наличии управляющего напряжения 110 В или 24 В - дистанционное. Блок управления снабжен электромагнитными клапанами;
Крутящий момент до 1000 кгм в зависимости от величины регулируемого "БУП" давления газа, подаваемого в пневмодвигатель;
Присоединительные размеры: по ОСТ26-07-763-73 - А,Б,В,Г,Д; по ИСО5210 - F14, F25, F35. Присоединительные размеры обеспечиваются адаптерами;
Частота вращения выходного вала:
- привода с типоразмерами "Д" и "F35" - от 4 до 12 об/мин.,
- с остальными типоразмерами - от 10 до 72 об/мин.;
Вид взрывозащиты - 1ЕхdIIВТ4;
Вид климатического исполнения привода - УХЛ1 по ГОСТ 15150-69;
Масса привода - не более 160 кг.
Другие характеристики привода ЭВИМТА приведены в таблице 12.7.
Таблица 12.7 - Характеристики приводов ЭВИМТА.
Обозначение электропривода |
Тип по присоедини-тельным размерам |
Крутящий момент на выходном валу, Нм |
Частота вращения вых. вала, об/мин |
Мощность эл./дв., кВт |
ЭВИМТА 2.0 |
РОТОРК14 |
169-300 |
28 |
1,5 |
ЭВИМТА 2.1 |
РОТОРК14 |
80-200 |
55 |
1,5 |
ЭВИМТА 2.2 |
РОТОРК14 |
50-130 |
84 |
1,5 |
ЭВИМТА 11.25 (1.1) |
РОТОРК70 |
1000-1100 |
20 |
4 |
ЭВИМТА 11.26 (1.0) |
РОТОРК70 |
500-800 |
40 |
4 |
ЭВИМТА 5.6 |
MAW 5.2 |
160-300 |
28 |
1,5 |
ЭВИМТА 5.7 |
MAW 5.2 |
80-2000 |
55 |
1,5 |
ЭВИМТА 5.8 |
MAW 5.2 |
50-130 |
84 |
1,5 |
ЭВИМТА 11.2М1 (4.24) |
MAW 6.2 |
700-1100 |
40 |
5,5 |
ЭВИМТА 11.26М1 (4.4) |
MAW 6.2 |
500-800 |
40 |
4 |
ЭВИМТА 11.27М1 (4.5) |
MAW 6.2 |
330-530 |
60 |
4 |
ЭВИМТА 11.2М2 (4.27) |
MAW 7.2 |
700-1100 |
40 |
5,5 |
ЭВИМТА 11.2М2 (4.7) |
MAW 7.2 |
500-800 |
40 |
4 |
ЭВИМТА 11.2М2 (4.8) |
MAW 7.2 |
330-530 |
60 |
4 |
Приводы ЭПЦ
Электроприводы марки ЭПЦ: ЭПЦ-100; ЭПЦ-400; ЭПЦ-800; ЭПЦ-1000; ЭПЦ-4000; ЭПЦ-10000.
Предназначены для управления рабочими органами запорной арматуры магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, эксплуатирующихся в наружных установках и помещениях во взрывоопасных зонах класса "1" и "2" по ГОСТ Р 51330.9, в которых возможно образование паро- и газовоздушных взрывоопасных смесей категории IIA, IIB групп T1, T2, T3 по классификации ГОСТ Р 51330.5 и ГОСТ Р 51330.11.
Электроприводы "ЭПЦ 100-10000" для управления запорной арматурой Ду 100-1200мм, Ру 0,1-8 МПа имеют малую массу и небольшие габариты. Главным достоинством этих электроприводов является компактный волновой редуктор с промежуточными телами качения, имеющий высокие нагрузочные характеристики, точность, плавность, надежность и долговечность.
В зависимости от исполнения электроприводы могут развивать крутящие моменты на выходном звене от 100 до 10000 Нм. Электроприводы оснащены двухсторонней муфтой оганичения крутящего момента и имеют блок управления, который легко встраивается в систему телеуправления.
Задвижки предназначены для установки на особо опасных участках магистральных нефтепроводов для гарантированного перекрытия потока рабочей среды. Задвижки устанавливаются на нефтепроводах, как подземно - без сооружения колодцев с засыпкой в траншее, так и стационарно наземно - на открытом воздухе без защитных сооружений от атмосферных воздействий. Задвижки могут эксплуатироваться в районах с сейсмичностью 8 баллов по шкале Рихтера и сохранять работоспособность во время и после сейсмического воздействия.
Задвижки обеспечивают:
открытие и закрытие задвижки при перепаде давления на затворе З Мпа;
герметичность по отношению к внешней среде;
герметичность в затворе по классу "С" и по классу "А" - ГОСТ 9544-93;
пропуск средств очистки и линейной диагностики.
Пример условного обозначения электропривода:
- "Электропривод "ЭПЦ-4000" Г.9(18).УХЛ1 ТУ 3791-012-00139181-2003";
- "ЭПЦ" - электропривод с циклическим повторно-кратковременным режимом работы;
- 4000 - максимальный крутящий момент на выходном звене, Нм;
- Г - тип присоединительного места к арматуре;
- 9(18) - максимальная частота вращения выходного звена, об/мин;
- УХЛ1 - климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150.
Тип и климатическое исполнение по ГОСТ 15150 - 69:
Большое распространение получили приводы Rotork IQ(интеллектуальные) и EH. Ранее использовались достаточно простые приводы Rotork-А.
Приводы Rotork IQ это:
Электрические приводы;
Пневматические приводы;
Гидравлические приводы;
Электрогидравлические приводы.
В настоящее время используются интеллектуальные электроприводы фирмы Rotork IQ95F30Z, IQ90 F25 B4 N=6,92 кВт, IQ12F10А N=0,21кВт все во взрывозащищенном исполнении 1ЕхdIIBT4 .
Приводы IQ предназначены для применения на много- и четвертьоборотной отсечной и регулирующей арматуре.
Диапазон крутящего момента 14-3000 Нм на выходном валу привода (только многооборотные приводы). При использовании в комбинации с редуктором IS или IB выходной крутящий момент может достигать 40800 Нм. Для четвертьоборотного применения используют приводы в комбинации с редуктором IW с крутящим моментом до 137000 Нм. На приводах имеется :
- Полностью встроенное управление двигателем ;
- Простая настройка без вскрытия корпуса ;
- Дискретное и аналоговое дистанционное управление и индикация, а также использование распространенных протоколов обмена данных ;
- Полный пакет программных средств по анализу работы привода и арматуры.
Эти приводы являются устройствами с полным пакетом контрольных функций для электрического управления арматурой, состоящие из трехфазного мотора, червячно-зубчатого редуктора, реверсивного стартера с местным управлением, ограничением числа оборотов и момента через электронную логическую цепь и средствами мониторинга. Все элементы привода заключены в водонепроницаемую оболочку по стандарту IP68, NEMA 4 и 6 с двойной герметизацией. Все установки моментов и оборотов и конфигурирование индикаторных контактов осуществляется без открытия оболочки ручным Пультом Настройки IQ на ИК-лучах.
Общий вид Rotork привода показан на рисунке 12.18
Рисунок 12.18- Привод Rotork IQ
Электромотор: Трехфазный с изоляцией по классу F мотор типа ротор-статор специальной конструкции с низкой инерцией и высоким моментом. Время включения 15 минут каждый час при циклической нагрузке от 25% до 33% от номинального выходного момента. Нагрев при этом не превышает разрешенного для изоляции класса В. Стандартные напряжения питания 380, 415, 500 и 600 В для 50 Гц. Защита от выгорания встроенным термостатом с возможностью обхода при условиях экстренного закрытия. При необходимости более чем 60 стартов в час.
Большое распространение на нефтепроводах получили также задвижки немецкой фирмы MAW с электрическим и ручным приводами (см. таблицу 12.7) такие как MAW 5.2, MAW 6.2, MAW 7.2 и т.п.