книги / Трубопроводная арматура

Подвижные детали должны перемещаться без рывков, заеданий и заклиниваний. Проверяется ручное управление задвижки вращением штурвала в обе стороны.

Таблица 4.7 Испытание затвора на герметичность____________

Таблица 4.8 Минимальная продолжительность испытаний

__________ на герметичность затвора___________________

В закрытом состоянии задвижка подвергается перепаду давления, величина которого устанавливается согласно инструкции по эксплуатации завода-изготовителя. Также проверяется плавный ход движения затвора задвижки, проверяется работа электропривода с дистанционным и местным управлением, настраиваются путевые выключатели на отключение электродвигателя при достижении запорным органом арматуры крайних положений, настраиваются моментные выключатели на отключение электродвигателя при достижении электроприбором арматуры предельного значения крутящего момента при заедании запорного органа или подвижных частей арматуры. При этом контролируются время действия н величина тока электропривода, которые должны находиться в пределах номинальных значений.

153

Таблица 4.9 Максимально допустимые протечки в затворе

при различных испытательных средах__________

воздухом,

см3/мин

П р и м е ч а н и я

1 При определении протечек номинальный диаметр Dnпринимается в миллиметрах.

2 Значения протечек соответствуют случаю истечения в атмосферу.

3 Класс герметичности для запорной арматуры указан в ТУ и паспорте на конкретный вид арматуры.

4 Испытательная среда выбирается в зависимости от назначения арматуры в соответствии с требованиями.

5 Температуры испытательной среды — от 5 до 40° С.

6 Погрешность измерений протечек не должна превышать: ±0,01 смэ/м ин — для протечек 0,1 см3/мин; ±0,5% - для протечек >0,1 см3/мин.

При нормальной работе запорно-регулирующего органа крутящий момент Мкр не должен отклоняться от номинального более чем на 10%.

Определение значения Мкр осуществляется измерением величины тока электропривода. Номинальному значению Мкр соответствует номинальное значение силы тока электродвигателя.

Изменение силы тока электропривода от номинального значения свидетельствует о неисправности электропривода или элементов задвижки, приводящих затвор в движение.

Превышение силы тока свидетельствует о неисправности запорно-регулирующего органа (заклинивание затвора, излом подвижных частей задвижки, заклинивание деталей редуктора и электропривода и т.д.).

Уменьшение силы тока свидетельствует о неисправности электродвигателя или системы электроснабжения и коммутации.

Изменение силы тока на 10% от номинального считается критическим.

154

закрывают временными заглушками и подготавливают к отправке на трассу.

В подготовительный период производят разработку ремонтного котлована со вскрытием заменяемого узла линейной арматуры и близлежащих участков трубопровода габаритом, достаточным для выполнения демонтажа и монтажа узла линейной арматуры с обустройством земляных перемычек, при этом необходимо учесть, что новая арматура габаритам, массе и высоте может отличаться от заменяемой (рис.4.9, 4.10).

Врезка или замена трубопроводной арматуры и деталей выполняется по разработанным правилам производства работ, и осуществляются в следующей последовательности:

-остановка перекачки нефти или газа по трубопроводу путем отключения компрессорных и насосных агрегатов и перекрытия участка производства работ линейными или технологическими кранами или задвижками. При выполнении ремонтных работ без остановки перекачки, если возможна перекачка по резервной нитке, параллельному трубопроводу или лупингам, ремонтируемый участок отключается закрытием линейной арматуры:

-освобождение от газа или нефти ремонтируемого участка трубопровода;

-вырезка арматуры или деталей безогневым методом или с использованием энергии взрыва;

-герметизация внутренней полости трубопровода;

-сварочно-монтажные работы по врезке новой трубопроводной арматуры или деталей и контроль качества сварных соединений;

-открытие кранов или задвижек, выпуск воздуха и заполнение трубопровода;

-вывод трубопровода на необходимый режим работы, обеспечиваемый включением компрессорных или насосных агрегатов в определенной последовательности для достижения

требуемой производительности [70].

Остановка перекачки газа или нефти по трубопроводу проводится после завершения подготовительных мероприятий к ремонтным работам, предусмотренных планом производства работ.

156

Рис. 4.9. Схема выполнения работ по установке или замене линейной

арматура; б — фундаментная плита;

157

После остановки перекачки транспортируемого продукта закрываются секущая линейная трубопроводная арматура, и проверяется полнота их закрытия.

После закрытия арматуры отключается их электропитание, с созданием видимого разрыва, и принимаются меры, исключающие несанкционированное их открытие.

Вскрытие арматуры и трубопровода производят одноковшовым экскаватором с минимальным расстоянием между стенкой трубы, арматуры и ковшом экскаватора 0,15 —0,20 м.

Подработку грунта вокруг арматуры и под трубопроводом осуществляют в основном вручную. Вынутый из котлована грунт удаляют от котлована на такое расстояние, чтобы к месту работы был обеспечен всесторонний доступ грузоподъемных механизмов, и имелось пространство для размещения и перемещения демонтируемой и новой арматуры.

Для улучшения условий демонтажа узла арматуры с одной или с обеих сторон арматуры в нефтепроводе вырезают «катушку». Это позволит свободно маневрировать арматурой при подъеме и удалении ее из котлована.

По мере необходимости грунт под фундаментную плиту для новой арматуры подрабатывают или подсыпают с последующей трамбовкой. Наиболее эффективен слой из песчано-гравийной смеси или щебня, имеющих незначительную просадку.

Независимо от принятой схемы откачки нефти или газа, в опорожняемый трубопровод должен быть организован впуск воздуха путем открытия имеющихся или врезки новых вантузов на участках с наиболее высокими геодезическими отметками.

Вырезка трубопроводной арматуры или дефектного участка должна осуществляться:

-безогневым методом с применением труборезных машин (труборезов);

-с использованием энергии взрыва — с применением

удлиненных кумулятивных зарядов.

Б езогневой метод. Вырезка дефектного участка производится труборезными машинами с приводами во взрывобезопасном исполнении с частотой вращения режущего инструмента не более 60 об/мин и подачей не более 30 мм/мин (рис. 4.11).

Вырезка дефектного участка осуществляться одновременно двумя труборезными машинами. Труборезные машины устанавливаются на трубе согласно инструкциям по эксплуатации и в соответствии со схемами вырезки трубопроводной арматуры, катушек, задвижек и соединительных деталей.

159

Работа по вырезке безогневым методом отрезными машинками не допускается:

-при отсутствии предохранительного кожуха на фрезе;

-без равномерного постоянного охлаждения фрезы;

-без заземления пульта управления, трубореза, передвижной электростанции;

-при наличии людей в рабочем котловане, не занятых в работе;

- при расстоянии между стенкой котлована и труборезом менее 0,5м;

- при скорости вращения фрезы более 60 об/мин.

После окончания работ труборезные машинки демонтируются, ремонтный котлован освобождается от вырезанных катушек или деталей.

Рис. 4.11. Схема безогневой вырезки задвижки нефтепровода труборезами:

6 —шунтирующая перемычка; 7 — фундамент задвижки; 8 — задвижка

Метод с использованием эн ерги и взры ва . Вырезка трубопроводной арматуры или дефектного участка проводится в

160