Диагностика запорной арматуры при эксплуатации

Ревизия запорной арматуры и выявление дефектов в процессе эксплуатации

Содержание статьи

  1. Что входит в ревизию запорной арматуры?
  2. Дефектация запорной арматуры
  3. Отказ запорной арматуры
  4. Дефекты задвижек

Своевременное выявление дефектов запорной арматуры — важный этап процесса её эксплуатации. Причины выхода арматуры из строя могут быть разными: производственными, конструкционными, или эксплуатационными. Кроме производственного брака, причиной дефектов могут стать нарушения условий хранения арматуры на складе или в процессе транспортировки. Как бы то ни было, чтобы выявить и устранить любые неисправности, перед монтажом следует провести тщательную проверку запорной арматуры.

Что входит в ревизию запорной арматуры?

Комплекс работ и операций, проводимых с целью такой проверки, называется ревизией запорной арматуры. Состав работ ревизии запорной арматуры обычно таков:

  • Внешний осмотр;
  • Проверка наличия всех необходимых составных частей;
  • Очистка от консервационной смазки;
  • Промывка деталей;
  • Гидравлические (пневматические) испытания в положениях «закрыто» и «открыто».

Во время осмотра внешнего состояния арматуры особое внимание уделяют качеству деталей, уплотнительных материалов, сальниковой набивки. На поверхности деталей не должно быть трещин, сколов, раковин и других подобных дефектов. Резьба должна иметь полный профиль, без заусенцев и сорванных витков.

Отдельно проверяют плавность хода запорных органов арматуры. Проводя ревизию задвижек, необходимо убедиться, что шпиндель отполирован.

Для проверки качества уплотнительных поверхностей на них в нескольких местах наносят мелом риски, после чего проворачивают на четверть оборота в обоих направлениях. Риски должны стираться равномерно, что говорит о хорошо притёртых уплотнительных поверхностях.

Действия, которые включает в себя ревизия запорной арматуры, могут разниться. Проводимые в процессе ревизии операции определяются следующими критериями:

  • Категория трубопровода;
  • Тип рабочей среды;
  • Материал, из которого изготовлена арматура;
  • Продолжительность её хранения;
  • Наличие документации.

Так, например, запорная арматура, предназначенная для установки на трубопроводах I категории, подлежит обязательной ревизии перед монтажом, безотносительно срока хранения, материала и наличия документации. Но даже не подлежащая обязательной ревизии арматура должна быть тщательно осмотрена, проверена на комплектность и лёгкость открытия/закрытия.

Местом проведения ревизии запорной арматуры служат либо специально приспособленные для этого помещения, либо непосредственно монтажная площадка, при условии наличия на ней необходимого оборудования и приспособлений.

Задвижки, краны и вентили испытывают гидравлическим или пневматическим давлением.

После проведения всех необходимых операций составляют Акт ревизии запорной арматуры* (пример бланка такого акта приведен в приложении к данной статье).

Дефектация запорной арматуры

Трубопроводная арматура в процессе эксплуатации подлежит периодическим проверкам. Периодичность ревизии запорной арматуры технологических трубопроводов определяется технологическим регламентом предприятия, и зависит от категории трубопровода, условий его эксплуатации, скорости коррозионного износа, и других характеристик. К примеру, периодичность ревизии запорной арматуры на трубопроводах I и II категорий составляет один раз в год, при скорости коррозии до 0,1 мм/год.

Указания по дефектации арматуры сформулированы в Стандарте ЦКБА СТ ЦКБА 099 (1 ред.-2011) Ремонт трубопроводной арматуры — Общее руководство по ремонту, п. 4.2. Также методы контроля и испытаний трубопроводной арматуры перечислены в ГОСТ Р 53402-2009.

Перед осмотром запорной арматуры необходимо отключить участок трубопровода (или оборудования), на котором она установлена. Осмотр проводят с целью проверки запорной арматуры на соответствие требованиям нормативной документации по:

  • Деталям корпуса (в т.ч. сварным соединениям, наплавкам);
  • Прокладочным соединениям;
  • Сальниковым узлам.

По результатам осмотра заполняют журнал, где указывают наименование, обозначение и заводской номер арматуры, дату проведения дефектации, описание обнаруженных дефектов.

В справочном Приложении А к СТ ЦКБА 099 указан Перечень возможных дефектов, приводящих к отказам, и мероприятия по их устранению.

Отказ запорной арматуры

Отказ запорной арматуры может быть полным или частичным. Полный отказ заключается в невозможности изменения положения рабочего органа, или течи рабочей среды в окружающее пространство, приводящим к невозможности функционирования трубопровода.

Частичный отказ выражается в пропуске потока рабочей среды через арматуру в закрытом положении, который, всё же, не становится причиной выхода из строя участка трубопровода или объекта, на котором установлена неисправная арматура. Частичный отказ увеличивает расход рабочей среды, что ухудшает экономические показатели эксплуатации арматуры.

Существуют поломки и неисправности, при которых арматуру не ремонтируют, а заменяют. Разрыв корпуса, и другие подобные дефекты запорной арматуры, подлежащей замене, могут стать причиной серьёзных аварий.

Дефекты задвижек

Задвижки относятся к наиболее распространённым типам запорной арматуры. Таким образом, проверку работоспособности задвижек можно назвать основным видом работ в процессе ревизии состояния запорной арматуры.

К наиболее часто встречающимся поломкам и дефектам задвижек можно отнести:

  • Задвижка пропускает поток рабочей среды в закрытом положении;
  • Бронзовые кольца спадают с корпуса или дисков;
  • Поломка стального хомута;
  • Поломка крышки сальника и неисправность сальникового уплотнения.

Все поломки задвижек можно свести к двум случаям: невозможно (или затруднено) управление положением затворного механизма, или нарушена герметичность задвижки. Поэтому важным этапом ревизии является проверка запорной арматуры на герметичность.

Проверку арматуры на герметичность проводят после испытания на прочность. Проверка заключается в контроле качества притирки уплотнительных поверхностей деталей запорного органа, качества сборки разъёмных соединений.

Уровень требований, предъявляемых к герметичности запорной арматуры, зависит от условий её эксплуатации. Всего существует три класса герметичности: I — запорная арматуры для взрывоопасных и токсичных сред; II — для пожароопасных, и III — для всех прочих сред.

Понравилась статья? Расскажите друзьям

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Настоящий регламент устанавливает перечень и порядок выполнения основных операций по техническому обслуживанию и ремонту запорной арматуры объектов магистральных нефтепроводов.

Цель разработки настоящего регламента — установление порядка оценки технического состояния, порядка технического обслуживания и ремонта запорной арматуры.

— критерии технического состояния запорной арматуры;

— порядок проведения диагностического контроля;

— типовые объемы работ по техническому обслуживанию и ремонту запорной арматуры;

— нормативы технического обслуживания и ремонта.

2. номенклатура оборудования

Регламент по техническому обслуживанию и ремонту распространяется на запорную арматуру объектов магистральных нефтепроводов условным диаметром до 1200 мм.

3. КОНТРОЛЬ РАБОТОСПОСОБНОСТИ АРМАТУРЫ

3.1. Вся вновь устанавливаемая на объектах магистрального нефтепровода отечественная и импортная арматура должна иметь сертификаты соответствия, удостоверяющий соответствие запорной арматуры требованиям Государственных стандартов и нормативных документов России и разрешение Госгортехнадзора России на право выпуска и применения данной продукции.

РНУ (АО) должно осуществлять учет срока службы, наработки и количества циклов работы «закрыто — открыто» арматуры.

3.2. Арматура считается работоспособной, если:

— обеспечивается прочность материалов деталей и сварных швов, работающих под давлением;

— не наблюдается пропуск среды и потение сквозь металл и сварные швы;

— обеспечивается герметичность сальниковых уплотнений и фланцевых соединений арматуры по отношению к внешней среде;

— обеспечивается герметичность затвора арматуры в соответствии с паспортом на запорную арматуру;

— обеспечивается плавное перемещение всех подвижных частей арматуры без рывков и заеданий;

— электропривод обеспечивает плавное перемещение затвора, открытие и закрытие в течение времени, указанного в паспорте; обеспечивается отключение электропривода при достижении затвором крайних положений и при превышении крутящего момента допустимого значения на бугельном узле.

При невыполнении любого из этих условий арматура считается неработоспособной и выводится из эксплуатации.

Работоспособность арматуры характеризуется показателями надежности. К показателям надежности относятся: назначенный срок службы арматуры, назначенный ресурс — в циклах «открыто — закрыто», назначенный срок службы до ремонта, вероятность безотказной работы в течение назначенного ресурса.

3.3. Неработоспособность арматуры определяется критериями отказов и предельных состояний.

Критериями отказов запорной арматуры являются:

· неустранимая дополнительной подтяжкой потеря герметичности по отношению к внешней среде;

· пропуск среды в затворе сверх допустимого;

· невозможность рабочих перемещений запорного органа (заклинивание подвижных частей) при открытии и закрытии арматуры;

· увеличение времени срабатывания сверх допустимого;

· выход из строя электропривода.

Критериями предельных состояний арматуры являются:

· достижение назначенного срока службы;

· разрушение или потеря плотности основного материала и сварных швов;

· нарушение геометрических размеров сопряженных деталей (вследствие износа или коррозионного разрушения).

При достижении назначенного срока службы запорная арматура подвергается переосвидетельствованию с целью определения ее технического состояния и возможности продления сроков эксплуатации.

Показатели надежности, критерии отказов и предельных состояний указываются в паспортах на арматуру.

3.4. Контроль работоспособности и технического состояния арматуры осуществляется внешним осмотром, диагностированием и испытаниями

3.4.1. При внешнем осмотре проверяются:

· состояние и плотность материалов и сварных швов арматуры;

· плавность перемещения всех подвижных частей арматуры и электропривода;

· герметичность арматуры по отношению к внешней среде, в том числе:

· герметичность прокладочных уплотнений;

· герметичность сальникового уплотнения.

В работоспособном состоянии запорной арматуры пропуск среды через сальниковое и прокладочное уплотнения не допускается.

3.4.2. Техническое состояние задвижки в процессе эксплуатации должен определяться диагностическим контролем. Для определения технического состояния корпуса и сварных швов задвижки применяются акустико-эмиссионный (АЭ), ультразвуковой (УЗК) и другие методы неразрушающего контроля.

Проведение диагностического контроля задвижки совмещают по срокам с капитальным ремонтом (таблица 4 ), а также осуществляют при выявлении чрезмерных напряжений на патрубках или при возникновении отказов в работе задвижки по критериям предельных состояний. При диагностировании применяются приборы и АЭ датчики и приборы ультразвукового контроля или дефектоскопы.

Читайте также  Утяжеленные бурильные трубы выпускаются горячекатаные

Диагностический контроль и заключение по его результатам осуществляют специализированные организации, имеющие разрешение Госгортехнадзора России, или специалисты РНУ, ЦБПО при наличии разработанной и утвержденной методики диагностического контроля.

Результаты диагностического контроля (заключение) заносятся в формуляр арматуры или прикладывается к ее паспорту.

Контроль герметичности затвора арматуры в процессе эксплуатации может осуществляться акустико-эмиссионными течеискателями.

3.4.3. На действующих магистральных нефтепроводах арматура также подвергается испытаниям на прочность и плотность материалов и сварных швов, герметичность по отношению к внешней среде, герметичность затвора и работоспособность. Проведение испытания арматуры совмещается по срокам с испытанием нефтепроводов или осуществляется после выполнения капитального ремонта нефтепроводов.

Режим испытания и испытательные давления устанавливаются и зависимости от срока и параметров эксплуатации нефтепроводов согласно нормативным документам, регламентирующим проведение испытаний на действующих нефтепроводах.

4. ТИПОВОЙ ОБЪЕМ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ

В объеме технического обслуживания проводятся следующие работы:

— мелкий ремонт арматуры, не требующий специальной остановки магистральных насосов (чистка наружных поверхностей, обслуживание площадок, устранение подтеков масла и т.д.);

— визуальная проверка состояния всех частей запорной арматуры, включая смазки в подшипниках и редукторе, ее пополнение;

— проверка состояния и крепления клемм электродвигателя, проверка защиты электродвигателя от перегрузок и перекоса фаз;

— проверка срабатывания конечных выключателей, их ревизия;

— проверка срабатывания муфты ограничения крутящего момента;

— проверка герметичности сальникового уплотнения и фланцевых соединений.

Операция по ремонту сальниковых уплотнений выполняется согласно инструкции по эксплуатации завода-изготовителя.

Для обеспечения герметичности фланцевых соединений запорной арматуры необходимо два раза в год (весной и осенью) производить обтягивание фланцевых соединений, при обнаружении течи во фланцевом соединении производится равномерная обтяжка болтов и гаек; если умеренная обтяжка фланцев не дает положительных результатов и утечка продолжается, производится замена прокладки согласно инструкции по эксплуатации завода-изготовителя.

Перед обтяжкой фланцевого соединения (корпуса и крышки) клиновых задвижек необходимо приоткрывать клин во избежание повреждения резьбовой втулки.

Обтяжка фланцевых соединений запорной арматуры должна проводиться при давлении сниженном до безопасного уровня в нефтепроводе или на отключенном участке нефтепровода.

В объеме технического обслуживания обратного клапана производятся следующие работы:

— проверка герметичности уплотнений, устранение обнаруженных утечек;

— проверка работоспособности демпфирующих устройств (амортизаторов) и их восстановление.

5. ТИПОВОЙ ОБЪЕМ РАБОТ ПРИ ТЕКУЩЕМ РЕМОНТЕ

При текущем ремонте производятся все операции технического обслуживания, а также:

для клиновых или шиберных задвижек — удаление воздуха из задвижки: подготовка необходимых ремонтных приспособлений, транспортных и подъемных механизмов; снятие редуктора с электроприводом, разборка редуктора и электропривода, очистка и промывка деталей, дефектация, замена изношенных деталей, смазка редуктора и механической части электропривода, их сборка; проверка и подтяжка контактных соединений электропривода, восстановление изоляции выходных концов проводов, проверка состояния уплотнителей взрывозащиты шарикоподшипников электродвигателя, правильность посадки крыльчатки вентилятора электродвигателя, замена дефектных деталей электродвигателя; проверка состояния подшипникового узла штока задвижки после его фиксации, определение степени износа резьбовой втулки штока (в случае чрезмерного износа ее замена): устранение следов коррозии штока, задиров; замена сальников, нажимной втулки, при необходимости; прогонка шпинделя по гайке на всю рабочую длину; подтяжка шпилек разъема корпуса, полная сборка и установка электропривода на задвижку; регулировка конечных выключателей на открытие и закрытие, муфты ограничение крутящего момента на отключение по допустимым значениям.

Текущий ремонт запорной арматуры осуществляется без ее демонтажа.

Данные о проведенном техническом обслуживании и текущем ремонте заносятся в журнал профилактических осмотров и ремонтов лицом, ответственным за исправное состояние объекта. Журнал хранится у лица, ответственного за исправное состояние объекта. Форма журнала профилактических осмотров и ремонтов приведена в Приложении 1 .

6. ТИПОВОЙ ОБЪЕМ РАБОТ ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ

Капитальный ремонт запорной арматуры осуществляется с ее демонтажем. Демонтаж подлежащих капитальному ремонту задвижек, обратных клапанов производится согласно графику, утвержденному глинным инженером РНУ (АО МН). Капитальный ремонт задвижек производится ЦБПО или специализированной организацией по ТУ, рабочим чертежам, утвержденным в установленном порядке.

При капитальном ремонте производятся все операции текущего ремонта, а также: полная разборка и дефектация всех деталей и узлов, их восстановление или замена пришедших в негодность в результате коррозии, чрезмерного механического износа узлов и базовых деталей запорной арматуры.

После капитального ремонта арматура подвергается испытаниям на прочность и плотность материалов и сварных швов, герметичность по отношению к внешней среде, герметичность затвора и работоспособность в соответствии с требованиями ГОСТ 5762-74Е и нормативно-технической документации на капитальный ремонт запорной арматуры.

Испытание на прочность и плотность материала задвижки в сборе проводится при открытом затворе и заглушенных патрубках давлением P пр ( P пр = 1,5 PN , где PN давление номинальное). Испытания на прочность и плотность проводятся при постоянном давлении в течение времени, необходимого для осмотра задвижки. Пропуск среды и потение сквозь металл и сварные швы не допускаются.

Испытание арматуры на герметичность по отношению к внешней среде проводится давлением 1,1 PN в течение времени, необходимого для осмотра уплотнения и соединений. Проверяется герметичность верхнего уплотнения крышка-шпиндель при ослабленных креплениях сальникового уплотнения и полностью поднятом шпинделе задвижки. Проверяется герметичность сальникового уплотнения и прокладки между крышкой и корпусом. Протечки среды не допускаются. Метод контроля визуальный.

Испытание арматуры на герметичность затвора проводится в соответствии с табл. 1 и требованиями ГОСТ 9544-93.

Испытание затвора на герметичность

Номинальное давление PN , МПа (кгс/см 2 )

Параметры испытания затвора на герметичность

Диагностика запорной и отсечной арматуры

Интеллектуальное управление запорной/отсечной арматурой базируется на последних передовых цифровых технологиях и разработано для обеспечения расширенного контроля, мониторинга и тестирования, которые реализованы для пневматических и гидравлических приводов. Наша ключевая задача оказать поддержку нашим заказчикам в нахождении оптимального решения для контроля, мониторинга и диагностики запорной/отсечной арматуры во время эксплуатации. Мы предлагаем решение для опасных производств и суровых климатических условий, дающее при приемлемом увеличении начальных инвестиций значительный экономический эффект в течение срока службы. Этим решением является диагностический контроллер

Диагностический контроллер – это устройство для управления и диагностики запорной/отсечной арматуры. В контроллер интегрирован микропроцессор с настраиваемым программным обеспечением, поэтому он подходит для всех существующих на рынке приводов: пневматических, гидравлических, поворотных, подъёмных, пружинно-возвратных и приводов двойного действия.

Опираясь на многолетний опыт в диагностике клапанов, реализованы дополнительные возможности в отношении функциональности контроллера. Появилась возможность продиагностировать клапан в процессе эксплуатации. Благодаря применению теста на частичное срабатывание и сравнительному анализу полученных данных с нормативными характеристиками можно определить исправность отдельных компонентов привода и клапана, значение текущих настроек и при необходимости произвести необходимые корректирующие действия.

Стандартная схема интеграции контроллера представлена ниже.

ВАЖНО! Электрическая и пневматическая (гидравлическая) схемы подключения центрального блока контроллера, дополнительного соленоидного клапана, датчика давления, а также датчика положения реализованы таким образом, что, при выходе из строя любого из перечисленных элементов системы, отсечной клапан продолжает бесперебойно функционировать и получать сигналы от распределенной системы управления. Это является отличительной особенностью устройства в сравнении с представленными на рынке аналогами.

    Диагностический контроллер может выполнить следующие тесты:
  • Тест частичного срабатывания
  • Тест полного срабатывания
  • Тест электромагнитного клапана (соленоида)
  • Тест на аварийное закрытие клапана

На всех графиках отображается положение клапана и давление в приводе. Это позволяет обнаружить параметры условий, в которых работает клапан.

    Одни из параметров используется для выявления возможных проблем работы клапана:
  • Время подрыва (начала срабатывания)
  • Время хода
  • Давление подрыва (начала срабатывания)
    Возможные проблемы, которые могут быть определены по результатам диагностики:
  • Замедленная реакция или залипание соленоидного клапана
  • Замедленное движение или залипание клапана
  • Повышенное трение штока/вала
  • Сломанные пружины в приводе
  • Длительное время отклика на управляющий сигнал

Базовая диагностика может быть выполнена непосредственно напрямую с дисплея или клавиатуры контроллера.

Для деталировки диагностики результаты тестов должны быть направлены в ЗАО «ДС Контролз».

Приборная диагностика технического состояния и герметичности запорной арматуры на действующих МГ и КС

Для диагностики запорной арматуры на предмет ее герметичности существуют следующие типы приборов:

· акустический тестер ТА-3 «Искатель-2» (рис.2.2.);

· акустико-диагностический комплекс «АДК-1» (рис.2.3.) для определения наличия протечек в запорной арматуре на линейной части магистрального газопровода.

Акустико — диагностический тестер «Искатель — 2» (рис.2.2.) состоит из акустического прибора и магнитного датчика. Управление работой акустического прибора производят с помощью органов управления на лицевой панел, где имеются выключатель питания, цифровой индикатор уровня сигнала, переключатель режима работы (отображение уровня зарядки аккумуляторной батареи (АБ) и два режима отображения уровня протечек (линейный-мВ, логарифмический — дБ), переключатель «установка «0»-сброс», переключатель чувствительности. Рабочее напряжение прибора от 11В до 13В.

Рис. 2.2. ТА-3 «Искатель-2»

Рис. 2.3. «АДК-1»

Акустико-диагностический комплекс «АДК-1» » (рис.2.3.)

дополнительно укомплектован стереонаушниками и персональным компьютером типа «Note Book»

Читайте также  Аргоновая сварка своими руками

Краны могут быть продиагностированы только в закрытом положении и при наличии на нем перепада давления не менее 0,3 МПа. При использовании приборов для линейной части МГ магнитный датчик ДАМ-1 устанавливают на участке, свободном от изоляции на колонне-удлинителе диагностируемого крана, как можно ближе к корпусу. Включается акустический прибор и оценивается степень герметичности тестируемой ЗА прослушиванием через телефоны или считывая с индикатора показания амплитуды.

Шум от протечки в одном кране очень хорошо распространяется на соседние краны, что мешает быстро выявить протекающий кран. Но в силу того, что высокие частоты, распространяясь через трубопровод, имеют значительно большее затухание, чем низкочастотные колебания, протекающий кран от герметичного, но близко расположенного, отличает более высокая амплитуда шума в высокочастотном диапазоне. Из шума диагностируемого крана, снимаемого магнитным датчиком, фильтром выделяется и выдается на цифровой индикатор высокочастотная составляющая протечки.

При использовании программы «Sound Forge» на экране дисплея можно видеть величину амплитуды и диапазон частот шумов (рис. 2.4.)

При проведении диагностических работ показания амплитуды снимаются несколько раз на всех (открытых и закрытых) кранах кранового узла, в том числе и после каких-либо произведенных действий (открытии свечного крана). По снятым данным легко выявить самый «громкий» и «высокочастотный» — протекающий кран. При набивке уплотнительной пасты необходимо осуществлять постоянный контроль за процессом вторичной герметизации с помощью телефонов, по цифровому индикатору уровня сигнала и компьютерным графикам на ПК типа «Note Book», работающего в реальном режиме времени. Одновременно записываются поступающие сигналов с целью их дальнейшей обработки и получения объективных графических данных в виде графика частотного анализа и амплитуды (рис. 2.4, 2.5, 2.6, 2.7.).

Рис. 2.4. Графики частотного анализа шумов диагностируемых кранов

Кроме слежения за процессом вторичной герметизации, путем маневрирования шаровым затвором, регулировками упора его крайнего положения и ориентируясь на показания акустического тестера легко проверить факт «перезакрытия» или «недозакрытия» крана и устранить таковые.

Принципиальным различием методики проведения измерений на крановых узлах КС является то, что датчик ТА-4 «Искатель-4» устанавливают на корпусе диагностируемого крана в области уплотнения седла и шара. Диагностирование производят в нескольких точках, равномерно распределенных по периметру корпуса (4 — 12 точек). Эти действия необходимы для того, чтобы не «пропустить» микропротечку, которую можно зафиксировать при расположении датчика в непосредственной близости от места нахождения микропротечки. Таким образом можно оценивать характер повреждения и в случае точечной протечки определить сектор, подлежащий вторичному уплотнению.

Если во всех точках по периметру уплотнения фиксируются нулевые показания, то это свидетельствует о герметичности данного уплотнения.

В отличии от акустического тестера «Искатель-2», созданного для линейной части магистрального газопровода, «Искатель-4» не реагирует на шумы работающего агрегата КС, что позволяет выявлять минимальные протечки на запорной арматуре, установленной в обвязке работающего ГПА.

Рис. 2.5. Графики диагностируемых кранов по амплитуде

Рис. 2.6. Графики частотного анализа шумов диагностируемых кранов

Рис. 2.7. Графики частотного анализа шумов диагностируемых кранов

При использовании акустического тестера «Искатель-4» тестирование запорной арматуры можно производить с помощью термического метода, который уступает акустическому по чувствительности. При подключении термодатчика, прибор автоматически переходит в режим измерения абсолютной температуры в градусах Цельсия. Местное понижение температуры корпуса крана в районе уплотнений со стороны низкого давления свидетельствует о наличии процесса дросселирования газа, т.е. перетока газа, а разница температур соответствует интенсивности протечки.

После проведения приборных измерений протечек газа через уплотнения седел и шпинделя диагностируемых кранов и выполнения работ по восстановлению герметичности кранов специалистами лаборатории составляется отчет о техническом состоянии запорной арматуры с выдачей результатов диагностики в виде графических диаграмм для магистрального газопровода и цифровых показаний для компрессорных станций.

Отчет с актами направляется соответствующим эксплуатационным службам КС и МГ и профильным отделам ООО «Волготрансгаз» и на основании этих данных формируется план проведения профилактических работ и комплексы огневых работ.

При проведении приборной диагностики технического состояния и герметичности запорной арматуры на действующих магистральных газопроводах и компрессорных станциях акустические тестеры позволяют оперативно (без какого-либо демонтажа) и своевременно обнаруживать и устранять микропротечки, которые являются одной из главных причин появления недопустимых протечек (вследствии постоянного и прогрессирующего эрозионного износа седел и шара) и многократно продлить срок службы запорной арматуры и значительно снизить затраты на их эксплуатацию.

При восстановлении герметичности и вторичного уплотнения седел и шпинделя крана смазками и уплотнительными пастами и одновременном использовании акустического тестера для измерения уровня протечки значительно экономятся расходные материалы, благодаря постоянному контролю за процессом набивки.

В результате проведения обследования демонтированной запорной арматуры установлено, что основными причинами потери герметичности по запорному органу являются:

Присутствие абразивных микрочастиц в транспортируемом газе, приводящих к эрозионному износу уплотнений седел и шарового затвора (рис. 2.8.).

Присутствие инородных металлических предметов в транспортируемом газе, приводящих к механическим повреждениям уплотнений седел и рабочей поверхности шарового затвора (рис. 2.8.).

Рис.2.7.

Рис.2.8

Вопросы для контроля

1.Что включает в себя система ППР?

плановый осмотр, текущий, капитальный ремонты.

2. Как часто проводится ТО 1?

3. Для чего предназначена уплотнительная паста 131 — 435К?

4. Что называется капитальным ремонтом?

5. Как определяется степень заполнения уплотнительной пастой набивочных каналов седел и шпинделя?

6. Какое давление набивки уплотнительной пасты при заполнении запорной арматуры по паре седло-шар не должно превышать чтобы исключить выхода из строя набивочных линий и фитингов?

8. Какое давление уплотнительной пасты недопустимо превышать при заполнении и набивке запорной арматуры по шпиндельной зоне, чтобы исключить выход из строя уплотнения шпинделя?

Техническое диагностирование трубопроводной промышленной арматуры с электроприводом на АС

В настоящее время диагностика трубопроводной арматуры широко развивается на атомных станциях и есть основания полагать, что данный вид диагностирования покорит и многие другие отрасли. О том что собой представляет диагностика ЭПА Вам расскажут специалисты Смоленскатомтехэнерго.

Введение

Техническое диагностирование трубопроводной промышленной арматуры с электроприводом, как наиболее распространенной на АС (по сравнению с гидро-, пневмо- и электромагнитным приводом), представляет практический интерес в связи с ее значительным влиянием на безопасность АС и относительно высокими затратами на ее ремонт.

Так, например, на одном блоке АС РБМК-1000 применяется около 3500 единиц арматуры с электроприводом.

Задачами технического диагностирования электроприводной арматуры являются:
— определение вида ее технического состояния;
— поиск места и определение причин отказов или неисправностей;
— прогнозирование технического состояния на заданный интервал времени.

Особый интерес представляет проведение технического диагностирования трубопроводной арматуры с электроприводом на этапе ПНР АС (в рамках проекта «АЭС-2006»).

На этапе ПНР (при входном и послемонтажном контроле) необходимо проводить диагностирование арматуры с регистрацией первоначальных ее параметров для создания базы данных в АСУ ТП. Эта база данных будет являться основной для оценки эксплуатационного состояния арматуры и ее отдельных узлов.

Выбор метода диагностирования

Глубина поиска места отказа арматуры (неисправности) зависит от выбранных диагностических параметров, которые определяются конструкцией и условиями эксплуатации, а также приспособленностью арматуры к диагностированию (контролепригодностью).

При проведении диагностирования должно быть выполнено требование — отсутствие доработки (внесений изменений в конструкцию) арматуры и электропривода.

Основные диагностические параметры электропривода — крутящий момент на выходном валу и активная мощность электродвигателя. Зависимость активной мощности электродвигателя от крутящего момента на выходном валу подтверждена экспериментальными данными.

В общем виде такая зависимость (калибровочная зависимость) может быть представлена в виде графика, где:
по оси X — значения крутящего момента на выходном валу электропривода (Н·м),
по оси Y — значения активной мощности электродвигателя электропривода (кВт).


Рис. 1. Пример калибровочной зависимости в графическом виде (направление «открытие»)

На первом этапе диагностирования проводится калибровка электропривода в пунктах контроля технического состояния электроприводов или по месту установки электропривода. При этом производятся тестовые воздействия (задание тормозного момента на выходном валу электропривода) на устройствах задания и измерения крутящего момента «Медведь-04» (Смоленскатомтехэнерго) или аналогичных:
— для проверки величин минимального и максимального крутящих моментов, развиваемых электроприводом;
— для проверки диапазона настройки и построения графика регулирования ограничителей наибольшего момента электропривода «моментных выключателей»;
— для регистрации и построения калибровочной зависимости — крутящий момент от активной мощности

Mкр = f(Pакт)
где:
Pакт, кВт — активная мощность электродвигателя привода;
Mкр, Н·м — крутящий момент на выходном валу привода;
— для настройки ограничителей наибольшего момента электропривода «моментных выключателей» в соответствии с ТУ на арматуру;
— для проверки работоспособности электроприводов арматуры систем, важных для безопасности при отклонении параметров питающей электросети (напряжение, частота) от номинальных значений.


Рис. 2. Базовые испытания электропривода на устройстве задания и измерения крутящего момента «Медведь-04»

На втором этапе проводятся испытания арматуры по месту ее установки. При этом в цикле срабатывания арматуры осуществляется измерение и регистрация активной мощности, напряжения, тока, дискретных сигналов с концевых и моментных выключателей с применением внешних средств — модуля «Спрут-7» (Смоленскатомтехэнерго) или аналогичного, или с применением встроенных средств — типа SIPLUG (фирма AREVA NP).

Читайте также  Холодная сварка как пользоваться?


Рис. 3. Базовые испытания арматуры


Рис. 4. Пример регистрации электрических параметров

На основании данных калибровки привода производится вычисление:
— крутящего момента в характерных точках цикла арматуры (холостой ход, подрыв, уплотнение и т.д.) — основного диагностического параметра арматуры;
— временных характеристик (срабатывания, задержки отключения, времени взвода концевых и моментных выключателей и т.д.).

Периодичность диагностирования

Периодичность диагностирования зависит от степени влияния арматуры на безопасность.

В соответствии с «РД ЭО 0648-2005. Положение о техническом диагностировании электроприводной трубопроводной промышленной арматуры на энергоблоках атомных станций концерна «Росэнергоатом»» методика определения категорий электроприводной арматуры АС основана на балльной оценке факторов, определяющих приоритетность проведения технического диагностирования.

При этом используются балльные оценки, учитывающие:
— классификацию арматуры;
— вид арматуры;
— влияние температуры рабочей среды;
— влияние скорости рабочей среды;
— количество циклов срабатывания арматуры за год;
— влияние субъективных факторов, базирующиеся на опыте эксплуатации.

Техническое диагностирование с использованием внешних средств должно проводиться:
— для электроприводной арматуры 1 категории — 1 раз в год;
— 2 категории — 1 раз в 2 года;
— 3 категории — 1 раз в 5 лет;
— после проведения ремонта арматуры 1 и 2 категорий.

Средства экспресс-диагностирования

На практике применяются встроенные и внешние средства технического диагностирования арматуры с электроприводом. Особый интерес представляют средства экспресс-диагностирования арматуры с электроприводом (встроенные).

При применении встроенных средств экспресс-диагностирования арматуры с электроприводом происходит автоматическая регистрация электрических параметров при срабатывании арматуры (без участия эксплуатационного персонала при работе блока на мощности) и занесение параметров в базу данных АСУ ТП. Это происходит чаще установленной периодичности.

Этапы диагностирования

Этапы технического диагностирования арматуры АС и его применение в АСУ ТП АС:
— первоначальное диагностирование арматуры (на этапе ПНР при входном и послемонтажном контроле) с применением внешних (переносных) средств диагностирования (например, производства Смоленскатомтехэнерго или аналогичных) и создания базы данных в АСУ ТП;
— автоматическая регистрация параметров при срабатывании арматуры (без участия эксплуатационного персонала при работе блока на мощности) с применением стационарных (встроенных) средств диагностирования и занесение параметров в базу данных АСУ ТП;
— автоматизированный контроль эксплуатационного состояния арматуры и ее отдельных узлов путем сравнения текущих значений параметров в базе данных АСУ ТП с первоначальными и расчетными.

Быстрота анализа и диагноза (оперативная оценка текущего технического состояния) арматуры в АСУ ТП позволит выявить и своевременно устранить нарушения в ее работе.

Накопленные при эксплуатации данные (история эксплуатации) позволят прогнозировать техническое состояние трубопроводной арматуры на предстоящий период и применить стратегию ТОиР по техническому состоянию.

Зарубежный опыт применения встроенных средств технического диагностирования

На некоторых АС США, Германии применяются встроенные средства технического диагностирования (оперативной диагностики). Они предназначены для автоматической регистрации параметров при срабатывании арматуры (без участия эксплуатационного персонала при работе блока на мощности). Например, на АС Германии применяются средства семейства SIPLUG (фирма AREVA NP), ранее система MCC (Motor Control Centre) для регистрации электрических параметров — ток, активная мощность электродвигателя привода.

Новейшее поколение устройств SIPLUG Online 3 было разработано для распределительного шкафа (низковольтного комплектного устройства НКУ).

Рис. 5. Встроенное средство технического диагностирования арматуры (оперативной диагностики) — выдвижной модуль SIPLUG Online 3

Рис. 6. Установка выдвижного модуля SIPLUG Online 3

Здесь диагностические компоненты жестко интегрированы в выдвижной модуль и выведены наружу через штекерное соединение для объединения в сеть.

Если привод приводится в движение, происходит автоматическая запись измерений.

По окончании измерений запись передается через сеть и предоставляется для дальнейшей обработки в распоряжение всем рабочим станциям.

Развитие диагностирования в России

АСУ ТП новых проектов энергоблоков АС должна быть оснащена средствами непрерывного сбора и анализа диагностической информации о состоянии арматуры во время эксплуатации.

Представляется целесообразным в рамках проекта «АЭС-2006» для арматуры систем, важных для безопасности:
— наладить производство блоков для технического диагностирования арматуры (типа SIPLUG 3 On-line) с использованием в СКУ и АСУ ТП АС;
— выполнить опытную работу для АЭС Ростов-2 (в объеме 15-20 шт наиболее ответственной арматуры).

Авторы: А.В. Сердюк, Э.И. Фридберг «Смоленскатомтехэнерго»

Дефекты запорной арматуры

Содержание

Запорная арматура – это краны, задвижки, затворы и вентили, применяемые в коммунальных и промышленных трубопроводных системах. Срок службы этих устройств измеряется в десятках лет, надежность каждого изделия проверяют на предприятии с помощью испытательных стендов. Тем не менее, ситуации выхода из строя не исключены. Причины неисправностей: ошибки на производстве, неправильное хранение, транспортировка или нарушение правил монтажа. В работе трубопроводов возможны сбои, кроме этого устройство может выйти из строя из-за высокой степени износа.

Неисправности трубопроводной арматуры классифицируют по причинам, повлекшим за собой отказ:

  • производственные: брак связан с недостаточным техническим контролем на этапах изготовления или сборки деталей;
  • конструкционные: безопасность арматуры обеспечивается в период проектирования (параметры регулируются ГОСТ Р 63672-2009);
  • эксплуатационные: режимы работы устройств должны соответствовать пределам, указанным в технической документации.

Проверка неисправности трубопроводной арматуры производится:

  • заводом-изготовителем на заключительных этапах производства;
  • перед установкой на линию;
  • после монтажа и устранения аварий;
  • согласно графику плановых осмотров.

В коммунальных сетях ревизию проводят ежегодно в рамках подготовки к отопительному сезону и других профилактических мероприятий. Контроль функциональности в промышленных трубопроводных системах производится согласно отраслевым стандартам, частота зависит от категории трубопровода, агрессивности среды и других факторов.

Износ запорного клапана

Дефектация обычно включает следующие пункты:

  • Визуальный осмотр на наличие сколов, царапин, качества резьбы;
  • Проверка плавности хода: наносят мелом пометки и изменяют положение затвора на четверть оборота. Если уплотнительные поверхности функционируют нормально, мел стирается равномерно.
  • Контроль наличия всех составных частей в соответствии со спецификацией и чертежом общего вида;
  • Очистка от консервационной смазки, если изделие новое;
  • Устранение загрязнений;
  • Гидравлические испытания в положениях “открыто” и “закрыто”.

После проведения работ, составляют акт ревизии. Нормативно-техническая документация предусматривает текущий, стационарный и капитальный ремонт запорных устройств. Стоимость услуг в последнем случаем может равняться цене нового изделия.

Отказ запорной арматуры

Отказ – это неисправность одного или нескольких элементов, при которой дальнейшее использование устройства становится невозможным, требуется выполнение ремонтных работ или полная замена.

  • Частичный – негерметичность затвора, потеря плавности хода;
  • Полный – невозможность регулировки положения клапана, протечки через свищи в корпусе или сальники.

При эксплуатации трубопроводной арматуры ее износ происходит непрерывно. Детали подвергаются щелевой и питтинговой коррозии, воздействию кавитационных процессов. Старение также характерно для элементов из резины, в контакте с рабочей средой они теряют эластичность, становятся хрупкими. Причиной износа сальниковых набивок часто является высокая температура. Самыми опасными поломками считаются: коррозионное растрескивание стали и разрывы корпуса при высоком давлении.

По статистике отказ запорной арматуры – причина пятой части аварий, происходящих в промысловых и промышленных трубопроводах. В большей части случаев неисправности возникают вследствие человеческого фактора.

Неисправность задвижек и способы их устранения

В трубопроводной задвижке запорный элемент выполнен в форме клина или двух дисков. При вращении маховика прокручивается шпиндель, затвор перекрывает поток, герметично прилегая к уплотнительным седлам, размещенным с двух сторон.

Основные типы поломок:

  • Задвижка пропускает среду. Герметичность нарушается в связи с износом или загрязнением уплотнителей, образованием осадка или смолы в нижней части трубы. Следует разобрать механизм, очистить уплотнительные кольца, выбрать вариант притирки или замены. Иногда причиной становится недостаточное усилие маховика, его необходимо увеличить до расчетного. Если произошло отсоединение бронзовых колец, их устанавливают на место, закладывая асбестовую набивку или свинцовую проволоку.
  • Протечка в месте соединения корпуса с крышкой. Причина в повреждении уплотнителей или неполной затяжке болтов.
  • Среда протекает через сальник. Это происходит при недостаточной набивке или неверном выборе материала для сальниковой камеры, нарушении цилиндричности шпинделя.
  • Затвор перемещается с усилием и задержками. Загрязнения, осадочные отложения, плохая смазка или неисправность направляющих клина. Для устранения неисправности механизм полностью разбирают.
  • При повороте маховика ничего не происходит. Если остается неподвижным шпиндель, снимают маховик, формируют новые грани квадратного сечения напильником, восстанавливают наплавкой или заменяют деталь. При смещении шпонки шпиндель прокручивается, такая же ситуация, когда он выпадает из места сцепления с дисками.
  • Разрыв корпуса. Происходит из-за температурного удлинения, при котором металл испытывает повышенное напряжение. Иногда причина в производственном браке. Корпус восстанавливают сваркой.

Запорная арматура состоит из нескольких подвижных элементов, в ходе эксплуатации они испытывают разные нагрузки, поэтому износ бывает не одновременным. После проведения ремонтных работ осуществляют проверки функциональности затвора, работоспособности всех деталей и герметичности разъемных соединений. На заключительной стадии производят гидравлические испытания.

Понравилась статья? Поделиться с друзьями:
Добавить комментарий

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