Вырезка деталей запорной арматуры

14. Ремонт арматуры с вырезкой из трубопровода. Организация работ по ремонту трубопроводной арматуры.

14. Ремонт арматуры с вырезкой из трубопровода. Организация работ по ремонту трубопроводной арматуры. 14. Ремонт арматуры с вырезкой из трубопровода. Организация работ по ремонту трубопроводной арматуры.

По данным обследования тепловых и атомных электростанций количество арматуры, подлежащей ежегодному капитальному ремонту (в заводских условиях), составляет 20—30% количества арматуры, установленной на одном энергоблоке (установке).

Такой объем ремонтируемой арматуры в обычных условиях требует значительного количества ремонтного персонала и увеличивает время простоя основного энергооборудования в ремонте. Высокая трудоемкость ремонтных работ заставляет искать новые организационные формы ремонта, кото¬рые должны лечь в основу ремонта арматуры.

На основании изучения состояния существующей организации ремонта трубопроводной арматуры ряда электростанций и ремонтных предприятий разработаны предложения по улучшению организации ремонта арматуры. Сущность этих предложений состоит в индустриализации и централизации ремонта арматуры.

Индустриализация и централизация способствуют переходу ремонта к более высокому организационному типу — серийному, сближающему ремонт с технологическим процессом серийного арматуростроения, обеспечивают возможность применения новой техники и прогрессивной технологии.

Такая форма эффективна при капитальном ремонте арматуры, т.е. в заводских условиях, С этой целью необходимо создание ремонтных баз (цехов) по индустриально-заводскому ремонту,

На рис. 23 приведена планировка участка по ремонту арматуры при ремонтно-механическом цехе электростанции. Участок должен быть оснащен необходимым стандартным и нестандартным оборудованием, обеспечивающим ремонт крупной и мелкой арматуры. К этому оборудованию относятся металлообрабатывающие станки, приспособление для ремонта арматуры в мастерской и на месте установки, стенды для разборки, сборки и гидравлического испытания, оборудование для химико-термической обработки деталей.

Участок по ремонту состоит из следующих основных отделений: слесарного (разборка, сборка, притирка и пр.); станочного (изготовление деталей, обработка уплотнительных поверхностей, подгонка сопрягаемых деталей и пр.); азотирования и химического никелиро-вания; наплавки и сварки; гидроиспытания.

Трубопроводная арматура, поступающая в ремонт, разгружается на специально оборудованную для этого площадку и на тележке (электрокаре) подается на участок ремонта, где очищается от грязи.

Крупную арматуру (задвижки с Dу 100 мм и выше) устанавливают на стендах 6 и 7, предохранительную (главный клапан) — на стенде 4, вентили с Dу 50 мм — на стенде 3, мелкую с Dу 10—20 мм — на стендах 2, закрепленных на верстаках 1.
При разборке арматуры дефектные детали (шпиндели, штоки, тарелки, шиберы, седла и т.п.) складывают в специальную тару. Эти детали могут быть использованы для изготовле-ния идентичных деталей более мелкой арматуры.

Наплавка уплотнительных поверхностей арматуры, заварка дефектов в корпусах и крышках производится в сварочно-наплавочном отделении, а химико-термическая обработка деталей — в отделении азотирования и химического никелирования.

Притирка уплотнительных поверхностей в корпусах крупной арматуры производится на притирочном станке 10 или переносными приспособлениями, мелкой арматуры — на че-тырехшпиндельном станке 8. Притирка тарелок, седел и шиберов производится на плоско-притирочном станке 7.

Для ремонта фланцевой арматуры низкого и среднего давлений требуется большое количество паронитовых прокладок, поэтому на участке предусмотрено приспособление.

С целью гидравлических испытаний арматуры на плотность и проч¬ность на участке ремонта трубопроводной арматуры предусмотрены гидравлический пресс 18 и стенды 19, 20, 21 для установки и зажима арматуры.

Транспортировка деталей к металлорежущим станкам на сварочно-наплавочном участке, а также на термическом участке производится с помощью ручной тележки. На участке ремонта трубопроводной арматуры при транспортировке арматуры используют подвесной электрический одноблочный кран.

Контрольные вопросы
1. Какие работы производятся при ремонте арматуры без вырезки из трубопровода?
2. Какие рабочие места должны быть организованы при ремонте арматуры без вырез-ки из трубопровода?
3. Какой состав бригады должен быть при ремонте арматуры с Dу 100 мм н выше без вырезки из трубопровода?
4. Из каких отделений состоит арматурный участок?

I — отделение ремонта арматуры
II — химико-термическое отделение

1 — верстак
2 — слесарные тиски
3 — стенд для сборки и разборки вентилей с Dу 10—20 мм
4 — стенд для сборки н разборки ГПК
5 — стенд для сборки и разборки вентилей с Dу 50 мм
6, 7 — стенды для сборки и разборки крупной арматуры с Dу 100—450 мм
8 — станок для притирки вентилей
9 — станок, для вырезки паронитовых прокладок
10 — двухшпиндель-ный станок для притирки арматуры
11 — стенд для испытания и наладки электроприводов
12 — станок для притирки тарелок ши¬беров
13 — универсально-фрезерный станок
14 — токарно-винторезный станок
15 — вертикально-сверлильный станок
16 — тумбочка для инструмента
17 — точильный станок
18 — гидропресс
19 — стенд для гидравлического испытания вентилей с Dу 10—50 мм
20 — стенд для гидравлического испытания фланцевой арматуры
21, 22 — приспособление для опрессовки асбестовых колец
23, 28 — стеллаж
24 — кран-балка
25 — вытяжной вентилятор
26 — ванна для промывки деталей в бензине
27 — стол
29 — выпря-митель
30 — ванна для электро¬литического обезжиривания
31 — ван¬на для промывки деталей в холодной воде
32, 35 — ванны для промывки деталей в горячей воде
33 — ванна хими¬ческого декопирования
34 — ванна химического никелирования
36 — эмалированная ванна для приготовления раствора
37 — шкаф, 38 — стол
39 — печь для азотирования
40 — муфель
41 — монорельс
42 — электрическая таль
43 — баллоны с аммиаком
44 — емкость для растворения, аммиака
45 — осушитель аммиака
46 — умывальник
47 — бак для промывки деталей.

Регламент по вырезке и врезке катушек соединительных деталей, заглушек, запорной и регулирующей арматуры и подключению участков магистральных нефтепроводов

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

АКЦИОНЕРНАЯ КОМПАНИЯ
ПО ТРАНСПОРТУ НЕФТИ «ТРАНСНЕФТЬ»

ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ»

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ
РЕГЛАМЕНТЫ

(стандарты предприятия)
акционерной компании
по транспорту нефти «Транснефть»

Москва 2003

РЕГЛАМЕНТ
ПО ВЫРЕЗКЕ И ВРЕЗКЕ «КАТУШЕК» СОЕДИНИТЕЛЬНЫХ ДЕТАЛЕЙ, ЗАГЛУШЕК, ЗАПОРНОЙ И РЕГУЛИРУЮЩЕЙ АРМАТУРЫ И ПОДКЛЮЧЕНИЮ УЧАСТКОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ
РД 153-39.4-130-2002

Утвержден 8 октября 2002 г.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Область применения

1.1. Настоящий Регламент устанавливает порядок организации и выполнения работ по вырезке и врезке «катушек», соединительных деталей, заглушек, запорной и регулирующей арматуры и подключению участков магистральных нефтепроводов (в том числе методом «захлеста»). Данный Регламент распространяется на линейную часть магистральных нефтепроводов и технологические трубопроводы НПС, ЛПДС, нефтебаз при производстве плановых и аварийно-восстановительных работ.

1.2. Настоящий Регламент предназначен для специалистов и работников предприятий ОАО «АК «Транснефть», эксплуатирующих магистральные нефтепроводы и их объекты, а также предприятий-подрядчиков, выполняющих работы по ремонту и реконструкции объектов магистральных нефтепроводов.

1.3. Комплекс подготовительных и вспомогательных работ при вырезке, врезке и подключению участков трубопроводов должен проводиться в соответствии с требованиями Правил технической эксплуатации магистральных нефтепроводов РД 153-39.4-056-00, Правил капитального ремонта МН РД 39-00147105-015-98, СНиП III-42-80*, СНиП 2.05.06-85*, Правил ликвидации аварий и повреждений на МН РД 153-39.4-114-01, Инструкции по технологии сварки при строительстве и капитальном ремонте МН РД 153-006-02, Правил пожарной безопасности при эксплуатации МН ОАО «АК «Транснефть» ВППБ 01-05-99, Регламента по организации планирования и оформлению остановок магистральных нефтепроводов и других нормативных документов, определяющих безопасное производство, порядок и организацию ремонтных работ на магистральных нефтепроводах.

Порядок организации работ по вырезке, врезке «катушек» соединительных деталей, заглушек, запорной и регулирующей арматуры и подключению участков трубопроводов

Врезка деталей выполняется по операциям и осуществляются в следующей последовательности:

— остановка перекачки нефти по трубопроводу путем отключения насосных агрегатов НПС и перекрытия участка производства работ линейными или технологическими задвижками. При выполнении ремонтных работ без остановки перекачки, если возможна перекачка по резервной нитке, параллельному нефтепроводу или лупингам, ремонтируемый участок отключается закрытием линейных задвижек;

— освобождение от нефти ремонтируемого участка нефтепровода;

— вырезка деталей или заменяемого участка безогневым методом или с использованием энергии взрыва;

— герметиза ция внутренней полости трубопровода;

— сварочно-монтажн ые работы по врезке новой детали или подключению участка трубопровода методом «захлеста» и контроль качества сварных соединений;

— открытие задвижек, выпуск воздуха и заполнение нефтепровода нефтью;

— вывод нефтепровода на необходимый режим работы, обеспечиваемый включением на НПС насосных агрегатов в определенной последовательности для достижения требуемой производительности.

1.5. Подготовительные работы, промывка и проверка герметичности задвижек, отвод земли под амбары, котлованы, трассы временных коммуникаций, полевой городок, согласование схем расположения технических средств и временных сооружений в техническом коридоре, разработка схем подъездных путей для движения транспорта должны быть организованы ОАО МН до начала основных работ.

1.6. Организация связи при выполнении работ по замене «катушек» должна выполняться на основании требований соответствующего раздела Правил ликвидации аварий и повреждений на магистральных нефтепроводах.

1.7. При выполнении каждой операции при врезке должна быть обеспечена сменность работы персонала.

Работы по выполнению конкретных видов работ и каждой операции по п. 1.4 должны проводиться обученным персоналом, который может быть допу щен к производству работ после проверки знаний с оформлением в установленном порядке протокола. Списочный состав персонала, выполняющего отдельные виды работ по плану производства работ, указывается в наряде-допуске на эти работы.

На каждую операцию, указанную в п. 1.4 оформляется отдельный наряд-допуск.

Ответственный за вывод нефтепровода на необходимый режим работы указывается в ППР.

Нахождение персонала, не занятого непосредственным выполнением отдельных операций ближе 50 м от места производства работ не допускается.

1.8. Ответственный за организацию и безопасное производство работ, выполняемых силами одного РНУ (УМН), СУПЛАВ назначается приказом по РНУ (УМН), СУПЛАВ из числа руководителей — начальника, главного инженера, заместителя начальника с нахождением на месте проведения работ.

Ответственный за организацию и безопасное производство работ, выполняемых силами нескольких РНУ (УМН), СУПЛАВ назначается приказом по ОАО МН из числа руководителей — главного инженера, заместителя генерального директора с нахождением на месте проведения работ.

1.9. При возникновении в ходе производства плановых работ необходимости вырезки, врезки дополнительных «катушек», или выполнения других видов работ (откачка нефти и т.п.), данные работы должны быть проведены с оформлением документов в соответствии с порядком, определенным для производства плановых работ.

2. ЗЕМЛЯНЫЕ РАБОТЫ

2.1. Земляные работы при ремонте магистральных нефтепроводов должны проводиться в соответствии с требованиями СНиП 3.02.01-87 Земляные сооружения, основания и фундаменты, РД 153-39.4-056-00 Правила технической эксплуатации МН, Правил охраны магистральных трубопроводов, ВСН 31-81 Инструкция по производству строительных работ в охранных зонах магистральных трубопроводов, РД 39-00147105-015-98 Правила капитального ремонта магистральных нефтепроводов, Регламента организации производ ства ремонтных и строительных работ на объектах МН.

Читайте также  Сварка труб операционным способом

— оформление отвода земли и разрешительных документов на производство работ в охранной зоне, согласование ведения земляных работ с владельцами коммуникаций, находящихся в одном техническом коридоре или пересекающихся с МН;

— обозначение опознавательными знаками трассы нефтепроводов и других подземных коммуникаций в данном техническом коридоре;

— подготовка площадки для производства ремонтных работ, вспомогательных площадок;

— устройство проездов для движения техники не ближе 10 м к оси нефтепровода;

— обустройство переездов через нефтепровод оборудованных железобетонными дорожными плитами;

— разработка и обустройство ремонтного котлована;

— разработка приямков для врезки вантузов в трубопровод;

— планировка земли на трассе прохождения временных трубопроводов для откачки-закачки нефти;

— устройство амбара для размещения откачиваемой нефти из нефтепровода на ремонтируемом участке;

— засыпка ремонтного котлована, приямков;

— рекультивация земель на месте проведения ремонтных работ и сдача их землепользователям или землевладельцам с оформлением акта.

2.3. До начала земляных работ уточняются и обозначаются знаками ось прохождения, фактическая глубина заложения ремонтируемого нефтепровода, места пересечений с подземными коммуникациями, искусственными и естественными препятствиями, вершины углов поворота. Обозначение трассы производится в границах производства работ (движения техники, вскрытия трубопровода, устройства амбара, прокладки полевого трубопровода) опознавательными знаками (щитами с надписями-указателями), высотой 1,5. 2,0 м от поверхности земли, с указанием фактической глубины заложения, установленными на прямых участках трассы не реже чем через 50 м, а при неровном рельефе — через 25 м. Места расположения подземных сооружений сторонних предприятий должны быть обозначены вешками высотой 1,5. 2,0 м через каждые 10 м на прямых участках трассы, у всех точек отклонений от прямолинейной оси трассы более чем на 0,5 м, на всех поворотах трассы, а также на границах ручной разработки грунта. В местах пересечения нефтепровода с коммуникациями сторонних организаций должен быть установлен знак, содержащий информацию о глубине их залегания. Кроме того, опознавательные знаки устанавливаются в опасных местах (заболоченных, со слабой несущей способностью грунта и т.п.).

2.4. В местах пересечения трассы нефтепровода с действующими подземными коммуникациями разработка грунта механизированным способом, на расстоянии менее 2 м по горизонтали и 1 м по вертикали от коммуникаций, запрещается. Оставшийся грунт должен разрабатываться вручную. Работы должны выполняться в присутствии представителей владельцев коммуникаций.

Отвал грунта на действующий трубопровод не допускается.

При обнаружении на месте разработки грунта подземных сооружений, не указанных в рабочих чертежах, работы должны быть немедленно приостановлены до выяснения владельцев коммуникаций и согласования с ними порядка производства работ.

2.5. Земляные работы должны начинаться со снятия плодородного слоя грунта и перемещения его в отвал для временного хранения. Минимальная ширина полосы снятия плодородного слоя должна быть равна ширине котлована или амбара по верху плюс 0,5 м в каждую сторону, при толщине плодородного слоя менее 100 мм допускается вести земляные работы без его снятия.

РАЗРАБОТКА И ОБУСТРОЙСТВО РЕМОНТНОГО КОТЛОВАНА

2.7. До начала работ по разработке ремонтного котлована необходимо определить место вскрытия трубопровода, уточнить размеры ремонтного котлована, произвести разбивку границ котлована по принятым размерам относительно оси трубопровода, определить по исполнительной документации, паспорту на МН, материалам диагностики наличие на участке работ приварных соединений, которые должны быть вскрыты вручную.

2.8. Разработка котлована должна осуществляться экскаваторами. Для предотвращения повреждения трубопровода ковшом экскаватора минимальное расстояние между образующей трубопровода и ковшом экскаватора должно быть не менее 0,20 м. Разработку оставшегося грунта следует проводить вручную, не допуская ударов по трубе.

2.9. Размеры ремонтного котлована должны обеспечивать проведение работ по замене дефектного участка.

Длина котлована определяется из расчета:

L = l + (2 — 3) м,

где l — длина заменяемого участка нефтепровода (м), но не менее диаметра нефтепровода, при этом расстояние от конца заменяемого участка до прилегающей торцевой стенки котлована должно быть не менее 1 — 1,5 м.

Ширина котлована определяется из условия обеспечения расстояния между трубой и стенками котлована не менее 1,5 м.

2.10. Разработка ремонтного котлована без откосов не допускается, при разработке котлована глубиной до 1,5 м должна быть обеспечена крутизна откосов не менее 1:0,25. При разработке котлована глубиной 1,5 м и более крутизна откосов должна соответствовать, величинам, указанным в табл. 2.1 (п. 9.10 СНиП III-4-80).

Допустимая крутизна откосов траншеи и ремонтного котлована

Строительные вакансии

Порядок организации работ по вырезке, врезке «катушек», соединительных деталей, заглушек, запорной и регулирующей арматуры и подключению участков нефтепроводов ОАО АК Транснефть

Разработка проектной и рабочей документации на комплекс работ по вырезке, врезке «катушек», соединительных деталей, заглушек, запорной и регулирующей арматуры и подключению участков МН должна проводиться в соответствии с учетом требований нормативных

Разработка проектной и рабочей документации на комплекс работ по вырезке, врезке «катушек», соединительных деталей, заглушек, запорной и регулирующей арматуры и подключению участков МН должна проводиться в соответствии с учетом требований нормативных документов, действующих в ОАО «АК «Транснефть», определяющих безопасное производство, порядок и организацию ремонтных работ на линейной части магистральных нефтепроводов и технологических нефтепроводах НПС, требованиями Постановления Правительства Российской Федерации «О составе разделов проектной документации и требованиях к их содержанию» от 16.02.2008 № 87.

Работы при вырезке и врезке «катушек», соединительных деталей, заглушек, запорной и регулирующей арматуры, подключению участков нефтепроводов, приварке эллиптических заглушек далее в настоящем документе определяются как вырезка, врезка «катушек».

Все «катушки», врезаемые в нефтепровод, материалы, оборудование, приспособления, оснастка, применяемые при проведении подготовительных и основных работ, должны быть рассчитаны на проектные давления и изготовлены в соответствии с требованиями нормативных документов, техническими условиями производителей, внесенными в Реестр ТУ и ПМИ ОАО «АК «Транснефть», должны пройти входной контроль на месте производства работ. Входной контроль проводится в соответствии с технологическими картами, разработанными согласно
ОР-91.010.30-КТН-345-09, а результаты заносятся в журнал входного контроля.

Работы по вырезке, врезке «катушек» должны выполняться по ППР, разработанному на основании рабочей документации, требований настоящего документа и утвержденному главным инженером ОСТ, а также по технологическим картам, разработанным в соответствии с ОР-91.010.30-КТН-345-09 в следующей последовательности:

а) подготовительные работы:

1) согласование схем расположения технических средств и временных сооружений в техническом коридоре;

2) отвод земли, разработка схем подъездных путей для движения транспорта;

3) разбивка трассы нефтепровода, обозначение вешками всех коммуникаций следующих в одном техническом коридоре и пересекающих нефтепровод в зоне производства работ;

4) обустройство временных переездов, полевого городка;

5) земляные работы, устройство амбаров для временного хранения нефти (при необходимости);

6) врезка вантузов или установка вантузных задвижек и извлечение герметизирующих пробок;

7) промывка и проверка герметичности затвора запорной арматуры;

б) основные работы:

1) остановка перекачки нефти по нефтепроводу путем отключения насосных агрегатов НПС и перекрытия участка производства работ линейными или технологическимизадвижками. При выполнении ремонтных работ без остановки перекачки, если возможна перекачка по резервной нитке ППМН или лупингу, ремонтируемый участок отключается закрытием линейных задвижек;

2) освобождение от нефти ремонтируемого участка нефтепровода;

3) сверление контрольных отверстий для контроля уровня нефти;

4) вырезка деталей или заменяемого участка безогневым методом или с применением энергии взрыва, демонтаж вырезаемой «катушки»;

5) подготовка (зачистка) рабочих котлованов;

6) сверление отверстий для контроля давления в нефтепроводе;

7) зачистка внутренней полости трубы и котлована, сверление технологических отверстий для установки герметизаторов и герметизация внутренней полости нефтепровода;

8) сверление отверстий для контроля газовоздушной среды в нефтепроводе;

9) сварочно-монтажные работы по врезке новой «катушки» (детали) или подключению участка нефтепровода методом захлёста и контроль качества сварных соединений;

10) заварка контрольных и технологических отверстий с контролем качества сварных соединений;

11) открытие задвижек, выпуск ГВС и заполнение нефтепровода нефтью;

12) вывод нефтепровода на режим работы, обеспечивается включением на НПС насосных агрегатов в последовательности, определяемой картой технологических режимов заполнения для достижения требуемой пропускной способности;

13) нанесение изоляционного покрытия и обратная засыпка нефтепровода;

в) завершающие работы:

1) обратная закачка нефти из амбаров (резинотканевых резервуаров) в нефтепровод (при их использовании);

2) ликвидация временных вантузов с помощью приспособлений для герметизации патрубков или установка герметизирующих пробок и демонтаж вантузных задвижек;

3) восстановление изоляционного покрытия нефтепровода в местах ликвидации временных вантузов;

4) обратная засыпка нефтепровода, амбаров и выполнение рекультивации;

5) демонтаж временных переездов и полевого городка.

Подготовительные работы, включающие: промывку и проверку герметичности задвижек; отвод земли под амбары, ремонтные котлованы, полевой городок, трассы временных коммуникаций; согласование схем расположения технических средств и временных сооружений в техническом коридоре; разработку схем подъездных путей для движения транспорта – должны быть обеспечены ОСТ до начала основных работ.

При выполнении всех этапов работ, предусмотренных ППР, должна быть организована устойчивая двухсторонняя (телефонная, радио- или спутниковая) связь с места производства работ с оператором НПС или диспетчером РДП (ТДП) ОСТ.

Организация связи с местом производства работ должна обеспечиваться филиалом ОАО «Связьтранснефть» при выполнении работ подразделениями
ОСТ, при выполнении работ подрядчиком организация связи осуществляется по договору между ОАО «Связьтранснефть» и подрядной организацией (за исключением ООО «Транснефть», ЦРС, СУПЛАВ). ППР должен содержать раздел по организации связи, согласованный с филиалом ОАО «Связьтранснефть». Организация связи при выполнении аварийных работ должна выполняться на основании требований РД 153-39.4-114-01.

При выполнении каждой операции по вырезке, врезке «катушки» должна быть обеспечена сменность работы персонала.

Все виды работ должны выполняться персоналом, прошедшим обучение в специализированных учебных заведениях ОАО «АК «Транснефть» или других образовательных учреждениях по программам, согласованным с Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзором).

Работники могут быть допущены к выполнению работ только после прохождения стажировки и проверки знаний (аттестации) по охране труда и промышленной безопасности.

Руководители и специалисты должны проходить аттестацию по промышленной безопасности и проверку знаний по охране труда.

Персоналу рабочих профессий выдается удостоверение о допуске к самостоятельной работе после:

— прохождения инструктажей по безопасности (вводного на рабочем месте);

— прохождения стажировки на рабочем месте;

— проверке знаний производственных инструкций и (или) инструкций для конкретных профессий.

Если рабочий выполняет не характерные для него виды работ, проводится целевой инструктаж. Списочный состав персонала, выполняющего отдельные виды работ по ППР, указывается в наряде-допуске на эти работы.

Нахождение персонала, не занятого непосредственным выполнением отдельных операций, ближе 50 м от места производства работ не допускается.

Читайте также  Толщина трубы для камина

Ответственный за организацию и безопасное производство работ, назначается приказом по РНУ или ОСТ согласно ОР-15.00-45.21.30-КТН-004-1-03.

При возникновении в ходе производства работ необходимости выполнения дополнительных работ, не предусмотренных ППР, данные работы должны быть оформлены дополнением к ППР и утверждены главным инженером ОСТ в установленном порядке. На проведение дополнительных работ должны быть оформлены новые наряды-допуски.

Увеличение времени выполнения плановых работ (при необходимости) допускается только по разрешению ОАО «АК «Транснефть».

На плановые работы по вырезке, врезке «катушки» должна быть разработана проектная и рабочая документация. Работы должны выполняться в присутствии представителя технического надзора.

В случае выполнения внеплановых работ (в т.ч. аварийно-восстановительных работ) ППР разрабатывается на основании типовых проектов и требований настоящего документа.

Запрещается подогрев нефтепровода (стенки трубы, запорной арматуры, соединительных деталей) при производстве работ свыше 120 °С – на всех стадиях (за исключением огневых работ, выполняемых в соответствии с технологическими картами, разработанными в установленном порядке).

Данный запрет должен быть внесен в ППР (проект производства работ), при этом могут применяться только следующие виды подогрева: индукционными подогревателями, перегретым паром, газовыми горелками, промышленными фенами.

Производство запорной трубопроводной арматуры в Москве

Производство запорной арматуры заводом Динамика основано на главном — контроле качества и поэтапный мониторинг всех производственных циклов предприятия начиная от закупок сырья и заканчивая отгрузкой продукции заказчику. Предприятие изготавливает трубопроводную арматуру на основе собственных конструкторских разработок и изысканий, модернизирует серийные изделия с целью улучшения функционала. Производство запорной арматуры заводом Динамика основано на главном — контроле качества и поэтапный мониторинг всех производственных циклов предприятия начиная от закупок сырья и заканчивая отгрузкой продукции заказчику. Предприятие изготавливает трубопроводную арматуру на основе собственных конструкторских разработок и изысканий, модернизирует серийные изделия с целью улучшения функционала.

Вся продукция завода приведена в соответствие стандартам EAC для использования промышленной трубопроводной арматуры на территории Таможенного Союза. Локально производственные мощности и склад находятся в г. Казань, Республика Татарстан, отгрузки ведутся на всей территории Российской Федерации и в странах ТС.

ООО «Динамика» производитель запорной арматуры с автономным обеспечением комплектующими деталями, изготавливает трубопроводные устройства в соответствии с общими требованиями безопасности по ГОСТ Р 53672-2009. На текущий момент в серийном производстве трубопроводной арматуры под торговой маркой «DINAMIKA» находятся следующие запорные клапаны:

  • Клапаны игольчатые серий 15с(лс,нж)54бк, 15с(лс,нж)57бк, 15с(лс,нж)67бк, данную продукцию компания изготавливает с 2013 года.
  • Муфтовые клапаны высокого давления серии 15с(лс,нж)68нж.
  • Промышленные краны шаровые КШД на давление сред до 160 бар диаметра до 300 мм, в исполнениях присоединений — фланцевые, муфтовые, штуцерно-ниппельные, приварные.
  • Обратные клапаны высокого давления промышленного типа 16с(лс,нж)48нж.
  • Задвижки ЗКС 31с(нж)45нж для установки на трубопроводы диаметра до 40 мм с давлением сред до 160 кг/см 2 .
  • В конце 2017 года освоен серийный выпуск много-вентильных клапанных блоков (КБ) запорного и распределительного типа – аналог БКН.
  • Изготавливаются заводом специальные угловые вентили (ВУС 50) – предназначенные для монтажа в качестве запорных устройств на отводы устьевой арматуры штанговых насосов АУШГН и АУЭЦН.
  • Вентили пробоотборники – клапаны отбора сред (ВП1).
  • Манометрические вентили – ВПЭМ клапаны прямоточные для манометров.
  • Изготавливаем комплектующие отборных устройств (ЗК14), как-то: — бесшовные трубки Перкинса и обжимной фитинг (ЗУК), бобышки и штуцера, переходники на ниппель и на различные размеры труб малого диаметра, адаптеры под манометры.
  • Специальные трубопроводные устройства – уравнительные, разделительные, конденсационные сосуды.

Как производители трубопроводной арматуры мы исполняем индивидуальные заказы – разработку и изготовление концептуальной запорной арматуры в прототипе по чертежам заказчика и по готовности проводим технологические испытания прототипа.
Серийное производство сложный процесс, включающий в себя множество производственных циклов с контролем каждой операции, это неотъемлемая необходимость для того, чтобы выдерживать конечное качество изделий за которое отвечает компания своей репутацией.Вся продукция завода приведена в соответствие стандартам EAC для использования промышленной трубопроводной арматуры на территории Таможенного Союза. Локально производственные мощности и склад находятся в г. Казань, Республика Татарстан, отгрузки ведутся на всей территории Российской Федерации и в странах ТС.

Этапы производства запорной арматуры

У всех производителей изготовление изделий происходит в несколько этапов и практически схема стандартна, как в любой отрасли связанной с производством промышленных изделий, не исключение и наше предприятие — производитель запорной арматуры.
Изготовление трубопроводной арматуры на нашем предприятии ведётся в соответствии с техническими условиями (ТУ) включает в себя семь основных этапов.

  1. Этап закупка сырья и литых заготовок, включая входной контроль материалов, временное складирование и плановое пополнение запасов сырья.
  2. Этап переработки сырья в заготовки, металлообработка заготовок в детали и доводка деталей.
  3. Производственный этап сборки запорной арматуры.
  4. Приёмо-сдаточные испытания, с типами испытаний можно ознакомиться в разделе «Услуги».
  5. Антикоррозийная обработка (гальваника), покраска продукции.
  6. Маркировка готовых продуктов — гравировка лазером.
  7. Консервация трубопроводной арматуры и складирование готовой продукции.

На всех этапах изготовления запорной арматуры ведётся контроль ОТК на соответствие чертежам, регламентам и стандартам, контроль качества и соответствия поступающего сырья, комплектующих деталей, сборочные процессы и выход конечного продукта с производственной линии.

Начальный этап производства трубопроводной арматуры — закупка сырья

Первым и одним из важнейшим этапом является закупка сырья и соблюдение норм и методов его хранения. Предприятие закупает сырьё Российских поставщиков металлопроката, сплав стали проверяется на соответствие по марке материала и стандарту.

Хранение ведётся с соответствии всех норм и требований.
Метало-сырьё поступает на первичную обработку — нарезку на заготовки под металлообработку с использованием программируемых ленточных пил и револьверных станков.


На фото нарезка ленточными пилами горячекатаного металлопроката шестигранника, полученные заготовки основа будущих корпусов, корпусных деталей игольчатых вентилей и обратных клапанов высокого давления.

Металлообработка деталей – изготовление запорной арматуры

В следующем цикле изготовления запорной арматуры проводятся работы по металлообработке заготовок деталей высококвалифицированными специалистами на станках с ЧПУ по техническим чертежам. Чертежи разрабатываются техническим отделом компании и контролируются конструкторской и технологической службами ОТК по ГОСТ 15.309-98. Производственные мощности предприятия — это современный технопарк высокоточных станков, позволяющий оптимизировать несколько операций по металлообработке с выходным высоким качеством комплектующих деталей и минимизировать затраты времени.

Сборочные детали на этом этапе доводятся до конечного сборочного вида, проверяются на точность геометрии, соответствие чертежам, шероховатость т.е. проходят первичную отбраковку. В зависимости от конечного типа трубопроводного устройства, материала исполнения детали далее отправляются на антикоррозионную обработку электрохимическим оцинкованием или в покраску.

Сборочный этап производства запорной арматуры

Производственный этап сборки — цикл производства запорной арматуры включающий в себя сварные работы — приварку фланцев, сборку всех деталей в изделие, проверку калибрами нанесённой резьбы. В процессе сборки происходит вторичная отбраковка сборочных деталей запорной арматуры.

На этом этапе результатом является полностью функциональное изделие, прошедшее визуальный и измерительный контроль. По итогам контроля сборки признаётся функциональность, соответствие стандартам строй-длин и присоединительных размеров по ГОСТ.

Производственный цикл — Приёмо-сдаточные испытания

Функциональность запорного устройства не свидетельствует о пригодности к эксплуатации трубопроводной арматуры, продукция должна быть годной к эксплуатации в условиях, обозначенных в паспорте изделия. Поэтому вся изготовленная трубопроводная арматура проходит приёмосдаточные испытания — этап относится к наиболее важному процессу, по итогам которого изделие признаётся годным к эксплуатации. Производитель запорной арматуры обязан провести испытания своей продукции методами по ГОСТ Р 33257-2015, в ходе которых продукция проверяется в третий раз.

К основным испытаниям относятся – гидро -пневмо испытания на герметичность затвора запорного устройства, испытания на целостность корпуса и работоспособность. Именно на этом этапе изготовления трубопроводной арматуры присваивается и подтверждается класс герметичности согласно ГОСТ Р 9544-2015, а также проверяется качество сварных работ методом УЗК сварных швов.
Компания «Динамика» в обязательном порядке проводит испытания своей продукции, поэтому мы берём на себя высокие гарантийные обязательства будучи уверенными в долгосрочности эксплуатации запорной арматуры производства завода.

Антикоррозийная обработка запорной арматуры

Антикоррозийная обработка – производственный процесс защиты запорной арматуры от влияния внешних климатических факторов и старения. Сборочные детали и готовые изделия отправляются на антикоррозийную обработку согласно ЕСЗКС (Единая Система Защиты от Коррозии и Старения).

Защитные покрытия наносится для различных типов устройств методом гальваники или покраски в соответствии ТУ производителя трубопроводной арматуры:

  • В первом случае сборочные детали и готовая трубопроводная арматура отправляется к партнёрам нашей компании в цех гальваники, где согласно ЕСКЗ ГОСТ 9.301-86 обрабатываются контактирующие с внешней средой поверхности деталей.
  • Во втором случае, в соответствии ЕСКЗ ГОСТ 9.032-74 предприятием производиться покраска запорной арматуры в соответствии ТУ, либо согласно спецификации поставки окраска в фирменные цвета заказчика.

Предприятие на собственных производственных площадях производит горячую окраску в цвета согласно технических условий.
На фото выше производится покраска специальных угловых вентилей ВУС 50 с дальнейшей поставкой в отрасль добычи нефти. Качество покраски проверяется толщеметрией ЛКМ и контролем адгезии лакокрасочного покрытия.

Маркировка — как этап производства трубопроводной арматуры

В соответствии ТУ предприятия производителя трубопроводной арматуры продукция маркируется согласно ГОСТ 44666-2015. На данном этапе вся продукция завода маркируется перед отправкой заказчику, маркировка несёт основные технические сведения о запорной арматуре с указанием заводского номер изделия.

Маркировка продукции производится лазерной гравировкой на корпус или на специальные алюминиевые либо нержавеющие шильды, которые затем закрепляются клёпкой на корпус изделия. Лазер в течение 2-4 секунд гравирует основные данные о типе запорного устройства, впекая верхний слой защитного покрытия в металл корпуса.

Готовая продукция в стандартном исполнении временно консервируется согласно ГОСТ 9.014-78 и складируется в восполняемом объёме под заказчиков и новых клиентов, это отличительная черта нашей компании — у нас всегда в наличии запорная арматура нашего производства.

Восполняемые по плану складские запасы и нарастающие производственные мощности предприятия позволяют нам обеспечивать долгосрочные контракты, оперативно взаимодействуя с новыми заказчиками, гарантируя бесперебойные поставки производимой продукции в срок.

Производство трубопроводной арматуры отлажено в плоть до транспортной логистики, отгрузки ведутся ежедневно, на предприятии работа по комплектации заказов ведётся в несколько смен. Упаковываются изделия согласно ГОСТ 9.014, а также в соответствии требований заказчика, указанных в спецификации поставки.

На фото представлен один из этапов отгрузки запорной арматуры заказчику, в частности: — упаковка манометрических вентилей ВПЭМ в промасленную бумагу, далее в коробки из четырёхслойного картона, паллетирование продукции и посредством автоматического паллет-обмотчика с общей фиксацией груза.

Читайте также  Технология по производству полипропиленовых труб

Выстроенные производственные этапы, отлаженный контроль качества в конечном итоге гарантируют, что производимая трубопроводная запорная арматура под торговой маркой «DINAMIKA» не подведёт заказчика в долгосрочной эксплуатации.

Типы задвижек и деталей — полное руководство

Что такое запорный клапан?

Запорный клапан может быть определен как тип клапана, в котором используется диск типа затвора или клина, и диск движется перпендикулярно потоку, чтобы запустить или остановить поток жидкости в трубопроводе.

Запорный клапан является наиболее распространенным типом клапана, который используется на любой технологической установке. Это клапан линейного перемещения, используемый для запуска или остановки потока жидкости. В процессе эксплуатации эти клапаны находятся либо в полностью открытом, либо в полностью закрытом положении. Когда задвижка полностью открыта, диск задвижки полностью удаляется из потока. Поэтому практически нет сопротивления потоку. Благодаря этому очень мало падает давление, когда жидкость проходит через задвижку.

Для достижения надлежащего уплотнения, когда клапан полностью закрыт, требуется 360° поверхностный контакт между диском и седлами.

Запорный клапан не должен использоваться для регулирования или дросселирование потока, поскольку точное управление невозможно. Высокая скорость потока в частично открытом клапане может вызвать эрозию диска и посадочных поверхностей, а также создает вибрацию и шум.

Части запорной задвижки

Здесь можно увидеть основные части задвижки. Диск задвижки также известен как клин. Чтобы узнать о каждой из этих частей, прочитайте полное описание по деталям клапана.

Типы запорного клапана

Существует три способа классификации задвижки.

Типы дисков

  • Цельный регулировочный клин
  • Упругий клин
  • Разрезной клин или параллельный диск клапана

Типы соединения крыши с корпусом

  • Резьбовая крышка
  • Крышка на болтах
  • Приварная крышка
  • Самоуплотнительная крышка

Типы движения штока

  • Тип восходящего штока или OS&Y (внешний тип штока и винта)
  • Невыдвижной тип ствола

Клиновая задвижка с цельным клином

Цельный клин является наиболее распространенным и широко используемым типом дисков из-за его простоты и прочности. Клапан с цельным клином может быть установлен в любом положении, и он подходит практически для всех жидкостей. Может также использоваться в турбулентном потоке.

Однако он не компенсирует изменения в выравнивании седла из-за нагрузки на трубу или теплового расширения. Таким образом, этот тип конструкции диска наиболее подвержен утечке. Цельный клин подвергается тепловой блокировке при использовании в условиях высоких температур.

Тепловая блокировка — это явление, при котором клин застревает между седлами из-за расширения металла. Задвижки с цельным клином обычно используются в условиях умеренного или более низкого давления и температуры.

Клиновая задвижка с упругим клином

Упругий клин представляет собой цельный цельный диск с разрезом по периметру. Эти разрезы различаются по размеру, форме и глубине. Мелкий узкий разрез по периметру клина дает меньшую гибкость, но сохраняет прочность. Врезное углубление или более глубокий и широкий разрез по периметру клина дает большую гибкость, но снижает прочность.

Такая конструкция улучшает выравнивание седла обеспечивает лучшую герметичность. Это также улучшило производительность в ситуациях, когда возможно термическое связывание. Упругие клинья задвижки используются в паровых системах.

Тепловое расширение паропровода иногда вызывает искажение корпусов клапанов, что может привести к тепловому ослеплению. Упругий затвор позволяет воротам изгибаться при сжатии седла клапана из-за теплового расширения паропровода и предотвращает тепловое ослепление.

Недостатком упругих затворов является то, что трубопроводная жидкость имеет тенденцию накапливаться в диске. Это может привести к коррозии и в конечном итоге ослабить диск.

Запорный клапан с разрезным клином или параллельным диском

Диск с разрезным клином состоит из двух сплошных частей и скрепляется с помощью специального механизма. Можно увидеть это на изображениях. В случае, если половина диска не выровнена; диск может свободно приспосабливаться к посадочной поверхности. Разделенный диск может иметь форму клина или параллельного диска.

Параллельные диски подпружинены, поэтому они всегда соприкасаются с седлами и обеспечивают двустороннее уплотнение. Разрезной клин подходит для работы с неконденсирующимися газами и жидкостями при нормальной и высокой температуре.

Свобода движения диска предотвращает тепловое скрепление, даже если клапан был закрыт, когда трубопровод холодный. Это означает, что когда линия нагревается жидкостью и расширяется, она не создает теплового ослепления.

Типы задвижки в зависимости от корпуса, соединения капота

Первый — это крышка с резьбой: это самая простая конструкция из доступных, и она используется для недорогих клапанов.

Второй — это крышка с болтовым креплением: это самая популярная конструкция, которая используется в большом количестве задвижек. Для этого требуется прокладка для уплотнения соединения между корпусом и крышкой.

Третий — это приварная крышка: это популярный дизайн, где разборка не требуется. Они легче по весу, чем их аналоги крышки на болтах.

Четвертый — это крышка с герметичным уплотнением: этот тип широко используется для высокотемпературных применений под высоким давлением. Чем выше давление в полости корпуса, тем больше усилие на прокладку в герметичном клапане.

Тип восходящего штока или OS & Y (внешний тип штока и винта)

В клапане с восходящим штоком, шток поднимается при открытии клапана и опускается при закрытии клапана. Это можно увидеть на изображении. В конструкции с внутренним винтом резьбовая часть штока находится в контакте с текучей средой, и когда клапан открывается*, маховик поднимается вместе со штоком. Принимая во внимание, что в случае конструкции с внешним винтом единственная гладкая часть подвергается воздействию текучей среды, а шток поднимается над маховиком. Этот тип клапана также известен как OS & Y клапан. OS & Y означает “с наружными винтом и направляющей траверсой”.

Невыдвижной тип штока клапана или клапан с резьбовым шпинделем

В невыдвижном типе штока клапана, восходящего движения штока нет. Диск клапана имеет внутреннюю резьбу. Диск движется вдоль стержня, как гайка, когда стержень вращается. Можно увидеть это на изображении. В клапане этого типа резьба штока подвергается воздействию текучей среды. Следовательно, эта конструкция используется там, где пространство ограничено, чтобы обеспечить линейное перемещение штока, а текучая среда не вызывает эрозии, коррозии или износа материала штока. Этот тип клапана также известен как внутренний винтовой клапан.

Применение запорного клапана

  • Задвижки используются практически во всех жидкостных сервисах, таких как воздух, топливный газ, питательная вода, пар, смазочное масло, углеводороды и во всех других средах.
  • Некоторые специальные задвижки используются в суспензии и порошковых продуктах, таких как ножевые задвижки.
  • Задвижка обеспечивает хорошее Падение давления во время работы значительно меньше;
  • Большая часть из числа запорных задвижек может использоваться как двунаправленная;
  • Они подходят для применения при высоком давлении и температуре и требуют меньшего обслуживания.

Недостатки запорных задвижек:

  • Их нельзя использовать для управления потоком;
  • Задвижка работает медленно. Открытие и закрытие занимают много времени, что также хорошо, поскольку снижает вероятность ударов;
  • При частичном открытии создает вибрацию и шум;
  • Ремонт, такой как притирка и шлифовка сидений, более сложен из-за ограничения доступа.

Оборудование для ремонта и испытания трубопроводной арматуры

Для продольной и поперечной расточки корпусов арматуры и др. осесимметричных деталей.

Мобильный, с наружным закреплением, с аксиальным ходом

Мобильный, шлифовка и притирка

Мобильный, шлифовка и притирка

В данном разделе представлены станки немецкой компании EFCO для шлифовки, притирки, токарной обработки, сварки и испытаний арматуры. Они подходят для обработки плоских и конических седел, предохранительных клапанов, фланцев, задвижек, золотников и шиберов. Для ремонта в условиях мастерских или на месте установки арматуры мы предлагаем станки в стационарном и мобильном исполнении.

4 причины выбрать нас

  1. Мы являемся официальным представителем компании EFCO в России и предлагаем вам оборудование по ценам производителя.
  2. Мы производим оборудование как стандартной линейки, так и под конкретный заказ: других размеров по требованию и параметрам заказчика.
  3. Оборудование EFCO — это высосокачественное немецкое оборудование, оно сочетает в себе отличное соотношение цена-качество, станки работают по 20-30 лет.
  4. Мы поставляем запасные части и оказываем техническое обслуживание всех проданных станков.

За консультацией и по вопросам приобретения обращайтесь к нашим специалистам одним из способов:

  • По телефону 8-800-555-95-28 (звонок бесплатный по России);
  • Отправив заявку на электронную почту zakaz@remontenergo.ru;
  • Заполнив заявку внизу страницы.

Каким станком обрабатывать определенный тип арматуры — каталог

Для вашего удобства мы разделили станки и соотнесли их с типом обрабатываемой арматуры.

Плоские седла/Предохранительные клапаны

Конические седла

Обработка фланцев

Задвижки, золотники и шиберы

Испытательная техника

Очистка и техинспекция

Превентивное техническое обслуживание — залог долгого срока службы арматуры

Запорная арматура трубопроводов является важнейшей частью, обеспечивающей безаварийную работу всей системы в целом. На запорную арматуру приходится значительная нагрузка в процессе эксплуатации, и, как следствие, она может часто выходить из строя. Для предотвращения аварий, планового обслуживания и исправления поломок на магистральных трубопроводах используется оборудование для ремонта запорной арматуры.

Наш опыт показывает, что проведение превентивных предприятий по техобслуживанию — это самый недорогой способ повысить надежность и безопасность оборудования. Для реализации этих постулатов, мы предлагаем каталог оборудования для шлифовки, притирки, сварки и испытаний седел, фланцев, задвижек, шиберов и др..

Как заказать станки и испытательные стенды для ремонта трубопроводной арматуры

В нашей компании можно приобрести:

  • Станки VALVA – это переносные станки для притирки и шлифования уплотнительных поверхностей на вентильных тарелках, фланцах, в клапанах, вентилях и т.д. Производство Германия;
  • Инструментарий для обработки труб, в частности, концов труб;
  • Сварочные аппараты и устройства для крепления;
  • Станки для обработки арматуры, представляющие собой модульную конструкцию для притирки и шлифовки, станки для очистки от загрязнений и шлифовальные столы;
  • Токарные и притирочные станки, шлифовальное оборудование;
  • Приспособления для ремонта труб и арматуры – передвижные мастерские, МК-адаптеры, наклонные столы, планетарные шайбы, зеркала, уклономеры и прочее.

Чтобы узнать стоимость оборудования, свяжитесь с нашим сотрудником. Мы вместе составим техническое задание и подберем необходимый станок. Наш специалист вышлет вам коммерческое предложение со всеми техническими характеристиками товара, его стоимостью и сроками поставки. Также по заказу мы производим шеф-монтажные и пуско-наладочные работы.

Здравствуйте! Меня зовут Татьяна. Я готова ответить на все ваши вопросы по товару.

Напишите или позвоните мне, если вам нужна консультация или вы хотите оформить заказ.

Понравилась статья? Поделиться с друзьями:
Добавить комментарий

;-) :| :x :twisted: :smile: :shock: :sad: :roll: :razz: :oops: :o :mrgreen: :lol: :idea: :grin: :evil: :cry: :cool: :arrow: :???: :?: :!: