Входной контроль запорной арматуры и обратных затворов в ОАО МН

 

Входной контроль при поступлении запорной арматуры и обратных затворов от заводов-изготовителей и после капитального ремонта проводится ОАО МН на специализированных участках по входному контролю обученными и аттестованными специалистами данных участков.

Входной контроль арматуры DN 50-1200 включает в себя:

- проверку эксплуатационной и разрешительной документации (раздел 3.1.1);

- визуальный и инструментально-измерительный контроль (раздел 3.1.2);

- испытания на герметичность затвора арматуры (раздел 3.1.3.3).

Перед монтажом арматуры проверяется наличие эксплуатационной и разрешительной документации (раздел 3.1.1); производится визуальный и инструментально-измерительный контроль (раздел 3.1.2).

При входном контроле и перед монтажом арматуры замеры толщины стенки корпусных деталей в контрольных точках не производится.

Арматура, предназначенная для установки на действующий нефтепровод, после установки которой невозможно проведение гидравлических испытаний в составе трубопровода, подвергается гидравлическим испытаниям на специализированном участке на прочность и плотность материала корпусных деталей и сварных швов давлением равным испытательному давлению данного участка нефтепровода.

Перед монтажом арматуры на нефтепровод, производится полное удаление воды из полости корпуса.

Арматура считается не прошедшей приемо-сдаточные испытания и входной контроль, если она не соответствует требованиям ТУ, ЭД и данного регламента.

 

 

4 Эксплуатация запорной арматуры и обратных затворов

4.1 Назначенный срок службы запорной арматуры и обратных затворов

Назначенный срок службы арматуры DN 50-1200 устанавливается до выработки назначенных показателей (указывается в ЭД: назначенный срок службы в годах, назначенный ресурс в циклах «открыто-закрыто»), но не более 30 лет.

В случае отсутствия назначенных показателей в ЭД арматуры DN 50-1200, назначенный срок службы устанавливается 25 лет.

Арматура DN 50-250, которая выработала назначенные показатели (устанавливается в ЭД) подлежит замене.

Арматура DN 300-1200, выработавшая назначенные показатели (указываются в ЭД): назначенный срок службы в годах (но не более 30 лет), назначенный ресурс в циклах «открыто-закрыто», подлежит капитальному ремонту с демонтажем в условиях специализированного ремонтного предприятия.

После капитального ремонта арматуры DN 300-1200 в специализированном ремонтном предприятии, предельный срок службы устанавливается не более 20 лет, после чего арматура подлежит списанию.

Независимо от сроков эксплуатации, демонтажу с трубопровода подлежит арматура, имеющая следующие неисправности и недостатки:

- находится в аварийном состоянии (утечки через корпус, воздействие параметров, превышающих расчетные, либо указанные в НТД: пожар, замерзание воды в корпусе арматуры, сейсмическое воздействие);

- дефекты корпусных деталей выявленные при диагностическом обследовании, текущем обслуживании и ремонте;

- не обеспечивается герметичность затвора арматуры по классу А, В, С в соответствии с таблицей 2 (если герметичность затвора не устранена промывкой внутренней полости арматуры);

- арматура, которая подвергалась ремонту корпуса, крышки подваркой свищей и трещин при эксплуатации;

- арматура с демонтированными или поврежденными дренажными трубопроводами;

- арматура с измененной конструкцией привода завода изготовителя (гидроприводные или с ручным приводом переоборудованы на электроприводные);

- арматура, не прошедшая техническое освидетельствование независимо от сроков эксплуатации и циклов наработки;

- не обеспечивается герметичность сальникового уплотнения при проведении технического обслуживания и ремонта.

ОАО МН формируют годовую комплексную программу замены арматуры, выработавшей назначенные показатели (назначенный срок службы в годах, назначенный ресурс в циклах «открыто-закрыто») и представляет ее на утверждение в ОАО «АК «Транснефть». Комплексная программа замены арматуры должна включать графики замены арматуры (год, квартал, месяц). При формировании плановых остановок МН на год, квартал и месяц, предусматривать работы по замене арматуры указанной в комплексной программе замены арматуры.

При замене запорной арматуры, в обязательном порядке производится замена клиновых задвижек на шиберные.

Демонтаж арматуры совмещается с плановыми остановками нефтепровода.

Для демонтажа неисправной арматуры, находящейся в аварийном состоянии и отработавших 30 лет и более предусматриваются специальные остановки МН.

Арматура установленная на линейной части МН, технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС с классом герметичности ниже указанного в таблице 4, заменяется при выработке назначенного ресурса в годах или циклах.

Запрещается устанавливать арматуру на переходах МН через водные преграды и в узлах подключения НПС отработавшую назначенный ресурс или после капитального ремонта.

Не допускается в качестве прокладочных материалов фланцевых соединений патрубков арматуры применять прокладки на основе асбеста.

В качестве прокладочных материалов фланцевых соединений патрубков арматуры применятся уплотнения на основе терморасширенного графита.

 

4.2 Требования к расстановке арматуры на объектах ОАО «АК «Транснефть» [1]

Вид арматуры и места ее расстановки на объектах ОАО МН с указанием класса герметичности затвора приведены в таблице 4.

 

Таблица 4. Классы герметичности затвора арматуры в линейно-технологической схеме нефтепроводов

Наименование объекта	Вид арматуры	Класс герметичности затвора
1 Узлы подключения задвижек на входе и выходе НПС, задействованные в системе обще станционных защит на закрытие	Шиберная задвижка	А
2 Нагнетательные и всасывающие линии магистральных насосов (агрегатные задвижки)	Шиберная задвижка	А
3 Узлы запуска, приема СОД (трубопроводы по которым осуществляется продвижение СОД)	Шиберная задвижка	А
4 Основные и резервные нитки подводных переходов	Шиберная задвижка	А
5 Приемо-раздаточные патрубки резервуаров	Шиберная задвижка	А
6 Технологические трубопроводы НПС	Шиберная задвижка	А
7 Линейная часть магистральных нефтепроводов, включая ответвления и лупинги	Шиберная задвижка	А
8. Трубопроводы вспомогательных систем (маслосистемы, системы оборотного водоснабжения, дренажные трубопроводы)	Клиновая задвижка Шаровой кран	В,С
9. Системы пожаротушения	Клиновая задвижка Шаровой кран	А

 

 

4.3 Периодичность технического обслуживания, ремонта и замены арматуры

При эксплуатации запорная арматура и обратные затворы подвергаются следующим видам обслуживания и ремонта:

- обслуживание ТО 1;

- сезонное обслуживание ТО 2;

- текущий ремонт (ТР);

- диагностическое обследование;

- средний ремонт (СР);

- капитальный ремонт (КР);

- техническое освидетельствование.

Средний ремонт (СР) арматуры производится без демонтажа с трубопровода.

Капитальный ремонт (КР) производится с демонтажем арматуры в условиях специализированного ремонтного предприятия.

 

Таблица 5. Периодичность технического обслуживания, ремонта запорной арматуры и обратных затворов DN 50-1200

Наименование арматуры	ТО 1, мес.	ТО 2, мес.	ТР, мес.	Диагностическое обследование, лет	СР, лет	КР, лет	Техническое освидетельствование, лет
1 Запорная арматура DN 50-250						-	-
2 Запорная арматура DN 300-1200							30/ или по истечении срока установленного предыдущим освидетельствованием
3 Обратные затворы							30/ или по истечении срока установленного предыдущим освидетельствованием

4.4 Периодичность контроля герметичности затвора арматуры

Таблица 6. Периодичность контроля герметичности затвора арматуры DN 300-1200 в линейно-технологической схеме магистральных нефтепроводов

Наименование объекта	Периодичность, мес.	Выполнение при проведении
1 Арматура отсекающая магистральные и подпорные агрегаты		ТО2
2 Отсекающая арматура установленная на входе и выходе НПС		ТО2
3 Арматура установленная на ПРП резервуаров		ТО2
4 Обратные затворы		ТР
5 Арматура линейной части магистральных нефтепроводов, включая ответвления и лупинги		ТР
6 Арматура основных и резервных подводных переходов многониточных нефтепроводов		ТО1
7 Арматура однониточных подводных переходов нефтепроводов		ТО2

Контроль герметичности затвора арматуры DN 300-1200 проводится непосредственно перед проведением среднего ремонта и после его окончания.

4.5 Периодичность промывки внутренней полости клиновых и шиберных задвижек

Таблица 7. Периодичность промывки внутренней полости клиновых и шиберных задвижек DN 300-1200

Наименование объекта	Периодичность, мес
1 Технологическая арматура НПС	12 (при выполнении ТР) или при выявлении негерметичности; по окончании ремонтных работ с использованием глиняных пробок
2 Арматура линейной части магистральных нефтепроводов, включая ответвления и лупинги	12 (при выполнении ТР) или при выявлении негерметичности; после проведения очистки нефтепровода; перед проведением плановых ремонтных работ (отсекающая ремонтный участок арматура)
3 Арматура основных и резервных подводных переходов многониточных нефтепроводов	3 (при выполнении ТО1) или при выявлении негерметичности; после проведения очистки нефтепровода; перед проведением плановых ремонтных работ (отсекающая ремонтный участок арматура)
4 Арматура однониточных подводных переходов нефтепроводов	6 (при выполнении ТО2) или при выявлении негерметичности; после проведения очистки нефтепровода; перед проведением плановых ремонтных работ (отсекающая ремонтный участок арматура)