Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Арматура -- неотъемлемая часть любого трубопровода. Трубопроводная арматура представляет собой устройства, предназначенные для управления потоками жидкостей или газов, транспортируемых по трубопроводам. Как известно, любой магистральный трубопровод состоит из линейной части, перекачивающих (газокомпрессорных или насосных) и распределительных станций, предназначенных для направления транспортируемой среды потребителям.

На магистральных трубопроводах по характеру работы различают арматуру линейной части и обслуживающую перекачивающие и распределительные станции.

Запорная арматура линейной части трубопроводов, устанавливаемая через каждые 25 - 30 км, предназначена в основном для отсекания участка трубопроводов при аварии или ремонтных работах. Практически арматура линейной части срабатывает редко (несколько раз в год). На перекачивающих и распределительных станциях арматура предназначена для оперативных переключений, обеспечивающих основные технологические процессы, а также отключений отдельных участков при ремонте. Кроме того, на технологических трубопроводах химических и нефтехимических производств арматура эксплуатируется весьма интенсивно; в некоторых технологических процессах цикл открытие закрытие совершается несколько раз в минуту.

В некоторых процессах арматура подвергается значительным вибрациям, действию высоких и низких температур. Диапазоны температур, давлений, вязкостей, химической активности и других свойств перекачиваемых сред, на которых работает арматура, непрерывно расширяются. Все это создает известные трудности при конструировании арматуры, а также при подборе готовых конструкций применительно к конкретным рабочим условиям. Разнообразные условия, при которых работает арматура, специфичность требований, предъявляемых к ней» вопросы надежности и долговечности, большое число конструкций затрудняют выбор арматуры для тех или иных конкретных условий работы. Правильный выбор того или иного конструктивного типа арматуры в значительной степени предопределяет безаварийную работу как отдельных технологических производств в целом, так и трубопроводов, в частности.

В настоящее время потребители трубопроводной арматуры и приводов затрачивают значительные средства на организацию входного контроля и ремонта трубопроводной арматуры и приводов. Эти меры позволяют значительно сократить объемы использования непригодной к эксплуатации продукции.

Однако этот выход является не самым «рациональным» поскольку контроль качества происходит после приобретения продукции. Предприятия ТЭК расширяют проведение испытаний арматуры у поставщиков арматуры на предмет их соответствия условиям заводских поставок. Преимущество этого метода контроля заключается в том, что качество продукции определяется до заключения договора. В учебном пособии рассмотрены разработанные классификации трубопроводной арматуры, а также их деталей, уплотнений, приводов. Важными и необходимыми для обучения студентов специальности «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ» являются разделы по монтажу, техническому обслуживанию, ремонту и врезке трубопроводной арматуры.

Проведение практических занятий по силовым расчётам трубопроводной арматуры базируется на выдающейся научной школе Д.Ф. Гуревича. В задании на подготовку учебного пособия не ставилась задача по сбору справочного материала по номенклатуре выпускаемое продукции трубопроводной арматуры отечественными и зарубежными производителями. Поэтому в приложениях в достаточном объёме для выполнения студентами курсовых работ представлены основные технические характеристики кранов, задвижек, клапанов, переключающих устройств и т.д.

1. Краткая характеристика НПС

Нефтеперекачивающие станции с резервуарным парком (головные нефтеперекачивающие станции) по назначению разделяются на два вида -головная НПС магистрального нефтепровода и головная НПС технологического участка. Эти станции отличаются не только по назначению, но и местом их расположения в технологической цепочке нефтепроводного транспорта. Им присущ практически один и тот же состав основных технологических объектов, а также почти идентичные технологические схемы.

Головная НПС состоит из основных комплексов сооружений: резервуарный парк, подпорная насосная станция, основная насосная станция. Помимо основных сооружений на головной НПС имеется:

Узел учета нефти;

Узел предохранительных клапанов на линии приема НПС;

Узел предохранительных клапанов на линии между основной насосной и подпорной насосной;

Узел регулирования давления;

Узел подключения НПС к нефтепроводу (узел приема и пуска СОД).

Технологическая схема НПС предусматривает следующие технологические операции:

Прием нефти с нефтяных промыслов в резервуарный парк;

Отбор нефти из резервуарного парка и подачи ее в нефтепровод;

Одновременное ведение приема нефти и подачи ее в нефтепровод.

Режим работы станции может осуществляться по следующим схемам:

Перекачка через резервуарный парк;

Перекачка порезервуарно, т.е. в один резервуар нефть поступает, из другого идет откачка нефти;

Перекачка с подключенной емкостью, что позволяет компенсировать неравномерность поступления нефти и ее откачки.

1.1 Оборудование и работа насосной станции. Резервуарный парк

Основное назначение резервуарного парка - выполнение буфера между нефтепромысловыми объектами и объектами магистрального транспорта нефти. Резервуарный парк компенсирует дисбаланс производительности промыслов и магистралей.

Вторая роль, отводимая резервуарному парку, - роль аварийной ёмкости, в которую принимается нефть при аварии на объектах нефтепровода.

Третье назначение парка - подготовка нефти к транспортировке по нефтепроводу (отстаивание от воды и мехпримесей, смешивание и др.).

Суммарный полезный объём резервуарных парков составляет:

Для ГНПС магистрального нефтепровода - 2-3 суточного объёма перекачки для ГНПС эксплуатационного участка - 0,3-0,5 суточного объёма перекачки;

Для ГНПС эксплуатационного участка, где проводятся приёмосдаточные операции,1,5 суточного объёма перекачки.

Резервуары в резервуарном парке размещаются группами. Каждая группа резервуаров должна быть ограждена сплошным земляным валом шириной по верху не менее 0,5м. объём, образуемый между внутренними откосами обвалования должен быть равен ёмкости наибольшего резервуара в группе.

На территории резервуарного парка предусматривается производственно-дождевая канализация для приёма: -подтоварных вод из резервуаров;

Дождевых вод с обвалованной площадки резервуарного парка, где эти воды могут быть загрязнены нефтью;

Воды от охлаждения резервуаров при пожаре.

По границам резервуарных парков и между отдельными группами резервуаров оставляют пожарные проезды шириной не менее 3,5м.

Площадка с предохранительными клапанами.

Предохранительные клапаны (предохранительные устройства прямого действия типа ППК или СППК) устанавливаются на линии приёма НПС и на линии между подпорной и основной насосной. Предохранительные клапаны, установленные на приёмном трубопроводе НПС, предназначены для защиты технологического оборудования резервуарного парка от повышенного давления плюс параллельно к ним устанавливается задвижка, которые при срабатывании клапанов начинают автоматически открываться, и происходит сброс избыточного давления в специально выделенный для этих целей резервуар.

Предохранительные клапаны, установленные на трубопроводе между подпорной и основной насосной обеспечивают защиту подпорную насосную от избыточного давления, повышающуюся при остановке основной насосной

Подпорная насосная.

Подпорная насосная предназначена для отбора нефти из резервуарного парка и подачи её на вход основной насосной с необходимым напором. Подпорные насосы монтируются в заглубленном варианте, что обеспечивает их заполнение нефтью. На приёмном патрубке устанавливается фильтр. Насосы соединяются параллельно, на выходе устанавливаются обратные клапаны. В зависимости от типа насоса подпорная насосная может находиться на открытой площадке или в закрытом помещении.

Узел учета количества перекачиваемой нефти.

Узел учета количества перекачиваемой нефти размещается на НПС с резервуарными парками. На ГНПС магистрального нефтепровода и на конечных пунктах трубопроводов размещаются узлы коммерческого учета, а на ГНПС эксплуатационного участка размещаются узлы оперативного учета.

В качестве датчика расхода используются турбинные расходомеры типа «Турбоквант». За счёт потока нефти вращается турбина, на валу которой имеется зубчатое колесо. При перемещении зуба магнитного поля индукционного датчика, в датчике наводится импульс. Количество импульсов зависит от объёма перекачиваемой нефти. Объём определяется прибором, расположенным в операторной.

Измерительные линии по назначению делятся на:

Рабочие, количество определяется производительностью нефтепровода;

Резервные линии, которые не находятся в работе;

Контрольные, предназначены для проверки показаний рабочих счётчиков.

Площадка фильтров-грязеуловителей

Фильтр-грязеуловитель предназначен для очистки нефти относительно крупных механических включений перед подачей жидкости на вход насосных агрегатов. Состояние фильтров при их эксплуатации контролируются с помощью манометров, установленных до и после фильтра.

Блок гашения ударной волны (БГУВ) типа «Аркрон»

Система сглаживания волн давления предусматривается для промежуточных НПС магистральных трубопроводов диаметром 720 мм и более. БГУВ предназначен для защиты трубопровода от гидравлического удара. Сглаживание происходит за счёт сброса энергии части нефти в безнапорную емкость. Гидравлический удар возникает из-за резкого увеличения гидравлического сопротивления, вызванного остановкой агрегата или НПС. Ударная волна распространяется на встречу движения нефти, при этом стенки трубопровода и оборудование испытывают импульсное воздействие повышения давления, что может привести порыву. При остановке НПС-2 открываются клапаны БГУВ, находящейся на этой же НПС, происходит сброс энергии ударной волны в ёмкость. В результате этого происходит медленный рост давления в трубопроводе, т. е. БГУВ ограничивает скорость нарастания давления в трубопроводе. Время открытия клапанов, а, следовательно, и скорость нарастания давления, определяется настройкой БГУВ.

Ёмкость для сброса энергии ударной волны.

В качестве ёмкости могут использоваться РВС-400, манифольт (ёмкость, сваренная из труб), горизонтальные ёмкости подземной установки объёмом по 100 м 3 . Общий объём зависит от диаметра нефтепровода:

Для нефтепровода диаметром 1220 мм - не менее 500 м;

Для нефтепровода диаметром 1020 мм - 400 м 3 ;

Для нефтепровода диаметром 820 мм - 200 м 3 .

При любом варианте ёмкости сброса оснащаются дыхательной арматурой и средствами КИП, обеспечивающими автоматическое опорожнение ёмкости от нефти. Нефть откачивается насосами откачки на приём НПС.

Насосные агрегаты и площадка агрегатных задвижек.

Насосный агрегат (насос и привод) относятся к основному оборудованию на НПС. На современных НПС агрегаты представлены центробежными насосами типа НМ (нефтяной, магистральный) и электродвигателем типа СТД (синхронный, трехфазный двигатель). Насос подключается к трубопроводу через приемную и выкидную задвижки, между задвижками устанавливается обратный клапан, обеспечивающий проток нефти при закрытых задвижках.

Соединение насосов между собой может быть последовательное и параллельно-последовательное. Параллельное соединение насосов используется для обеспечения необходимой производительности при работе НПС на два параллельных нефтепровода.

При последовательном соединении насосов увеличивается напор и производительность.

При параллельном режиме производительность увеличивается (если включены параллельно два нефтепровода), напор остается без изменения, т.е. параллельный режим работы насосных агрегатов используется при работе НПС на два параллельных нефтепровода.

Камера (площадка) регулирования давления (КРД)

Для регулирования давления монтируются поворотные регулирующие заслонки. С помощью этих заслонок обеспечивается поддерживание давления на приёме ниже заданного исходя из условий кавитации насоса, и на выходе НПС не выше заданного исходя из условий прочности трубопровода.

Вспомогательное оборудование насосной станции.

К вспомогательному оборудованию насосной станции относятся системы, обеспечивающие нормальные условия работы основного оборудования станции. Перечень вспомогательных систем зависит от компоновки основного технологического оборудования. В состав вспомогательных систем входят два механизма, соединённых параллельно.

Механизмы работают в режиме автоматического включения резервного (АВР) механизма, т.е. один механизм (насос, вентилятор) работает как основной и при его отказе в работе автоматически включается резервный. Для предотвращения перетока жидкости через механизм, который находиться в резерве, на выходе каждого механизма устанавливается обратный клапан.

Переход на резервный механизм сопровождается сигнализацией «Неисправность вспомсистемы». При отказе в работе резервного механизма происходит его отключение, которое сопровождается сигнализацией «Авария вспомсистемы».

По значимости вспомогательные системы разделяются на два вида:

Вспомогательные системы (вспомсистемы I);

Вспомогательные сооружения (вспомсистемы II).

К вспомогательным системам (вспомсистемы I) относятся системы, без постоянн ой работы которых, основное технологическое оборудование работать не сможет. К ним относятся следующие системы:

Маслосистема, предназначена для бесперебойной подачи масла на подшипники насосного агрегата;

Подпорная вентиляция, предназначена для создания избыточного давления воздуха в электрозале;

Вентиляция безпромвальной камеры, предназначена для создания воздушной завесы при проходе вала через разделительную стену;

Вентиляция для продувки электродвигателя (используется при установке насосного агрегата в общем укрытии), пред назначена для создания избыточного давления воздуха в электродвигателе;

арматура ремонт задвижка

Глава 2. Правила эксплуатации, объем работ при техническом обслуживании и ремонте задвижек

2.1 Правила эксплуатации задвижек

Трубопроводная арматура является неотъемлемой частью любого трубопровода. Под трубопроводной арматурой понимаются устройства, предназначенные для управления потоками рабочей среды, транспортируемой по трубопроводам, т.е. это устройства, которые предназначены для отключения, распределения, регулирования, смешивания или сброса транспортируемых веществ. От надежной работы арматуры в значительной степени зависит надежность работы трубопровода, поэтому выбор арматуры для обслуживания трубопроводов должен производиться тщательно, с учетом ее назначения и условий работы. В процессе эксплуатации должны быть обеспечены своевременное и качественное техническое обслуживание и текущий ремонт арматуры.

К арматуре, устанавливаемой на нефтепроводах, предъявляется ряд требований, основными из которых являются: прочность, долговечность, безотказность, герметичность, транспортабельность, ремонтопригодность, готовность к выполнению цикла срабатывания (открытие, закрытие) после длительного периода нахождения в открытом или закрытом положении. Прочность арматуры обеспечивается изготовлением деталей из соответствующих конструкционных материалов. Наиболее важной является прочность корпусных деталей, поломка которых по своим последствиям особенно опасна. Требуемая прочность диктуется в основном рабочим давлением и температурой. Рабочие давления и температуры практически могут иметь любые значения из довольно широких диапазонов в зависимости от конкретных технологических процессов.

Долговечность арматуры в зависимости от условий ее работы может ограничиваться различными факторами. Ресурс могут определять износ деталей, коррозия материала, эрозия деталей рабочего органа, старение резиновых или пластмассовых деталей.

Безотказность арматуры сохраняется при правильной ее эксплуатации и тщательном техническом обслуживании, если конструкция и материал деталей выбраны правильно и соответствуют условиям работы. Наибольшее число отказов возникает в рабочем органе арматуры в результате коррозии, эрозии, замерзании воды и вибрации.

Арматура считается герметичной при следующих условиях: при закрытом рабочем органе рабочая среда не проходит из одной части в другую, отделенную арматурой; отсутствуют протечки через сальниковый узел, фланцевые и другие разъемные соединения; металл корпусных деталей имеет плотную структуру, отсутствуют пористые участки, раковины, трещины, через которые могла бы просочиться рабочая среда в окружающую атмосферу.

Герметичность запорного органа арматуры обеспечивается тщательной пригонкой и притиркой уплотнительных колец. Герметичность сальника достигается тщательной обработкой (полировкой) сальникового участка шпинделя, сохранением упругости сальниковой набивки и соответствующей ее затяжкой шпильками или болтами, использованием манжет, резиновых колец круглого сечения. Чтобы фланцевые соединения сохраняли герметичность, необходимо выбрать соответствующие размеры и материал прокладки и создать постоянную и равномерную затяжку фланцев.

Требование к арматуре по готовности к открытию без затруднений после длительного пребывания в закрытом положении (и наоборот - к закрытию) вызывается тем, что во многих случаях запорная и предохранительная арматура должна срабатывать редко и при этом возникают благоприятные условия для «прикипания» уплотнительных поверхностей затвора и седла друг к другу, а для их разделения или перемещения требуется приложить значительное усилие. Для обеспечения безотказной работы изделий необходимо в объем работ по техническому обслуживанию включать периодическое выполнение цикла «открыто - закрыто», чтобы удостовериться в работоспособности арматуры. В ряде случаев применяются, например, краны и задвижки со смазкой уплотнительных поверхностей деталей запорного органа. Наиболее благоприятные условия для работы арматуры создают масла, поскольку их вязкость позволяет снизить требование к герметичности запорного органа, а смазывающие свойства снижают силы трения в запорном органе и сальнике. Коррозионное воздействие масел на металл незначительно.

При выборе арматуры, в состав которой входит электрооборудование, необходимо учитывать возможную взрывоопасность нефти и нефтепродуктов. В особых случаях целесообразно применение арматуры с пневмо- или гидроприводом не содержащей электрических устройств.

Арматура на нефтепроводах и нефтепродуктопроводах работает в условиях, когда через ее полости перемещается жидкая нефть или нефтепродукт, физические и химические свойства которых оказывают влияние на параметры надежности ее работы (долговечность, безотказность).

Условия эксплуатации арматуры в этих условиях определяются не только параметрами рабочей среды (давление, температура), но также ее текучестью и коррозионной активностью. Текучесть среды зависит от температуры, т.к. с понижением температуры в нефти возрастает количество кристаллов парафина, которые снижают текучесть и забивают фильтры, трубопроводы и арматуру. Коррозионное воздействие нефти и нефтепродуктов на детали арматуры вызывается содержанием в них кислот, воды и серы. С повышением кислотности перекачиваемого продукта усиливается коррозионное воздействие на металл деталей арматуры и ускоряет ее износ.

Классификация трубопроводной арматуры

Трубопроводная арматура классифицируется по различным признакам:

I- по назначению трубопроводную арматуру подразделяют на:

Запорную - для перекрытия потока транспортируемого вещества (задвижки, вентили, краны);

Регулирующую - для регулирования параметров (расхода, давления) транспортируемого вещества (регулирующие вентили, краны и клапаны, регуляторы давления);

Предохранительную - для предохранения технологического оборудования и трубопроводов от недопустимого повышения давления (предохранительные, пропускные клапаны, а также разрывные мембраны);

Контрольную, определяющую уровень рабочей среды;

Обратная арматура - защитная арматура, предназначенная для автоматического предотвращения обратного потока рабочей среды;

Предназначенную для исключения движения среды в обратном направлении;

Прочую, предназначенную для различных конкретных операций (отвод конденсата, выпуск воздуха из трубопровода и впуск воздуха в него, приемо-раздаточные операции, выпуск подтоварной воды из ров и т.п.).

II- по принципу действия арматура может быть:

управляемой, рабочий цикл в которой выполняется по соответствующим командам в моменты, определяемые рабочими условиями или приборами, и с привлечением энергии от внешнего источника;

Автономной, рабочий цикл которой совершается рабочей средой без привлечения энергии каких-либо посторонних источников:

По способу управления арматура подразделяется на арматуру с ручным приводом, приводную и под дистанционное управление.

Арматура с ручным приводом управляется вращением маховика или рукоятки, насаженных на шпиндель или ходовую гайку непосредственно или передающих движение через редуктор.

Приводная арматура снабжена приводом, который установлен непосредственно на ней. Привод может быть электрическим, электромагнитным, пневматическим, гидравлическим и пневмогидравлическим.

Арматура под дистанционное управление имеет управление от привода, который не устанавливается непосредственно на ней.

III - в зависимости от области и условий применения трубопроводную арматуру подразделяют на две группы:

Общетехнического назначения, к которой относят арматуру, устанавливаемую на трубопроводах, по которым транспортируются неагрессивные и малоагрессивные вещества при низких или средних рабочих параметрах транспортируемой среды. Корпусные детали такой арматуры изготавливают из серого и ковкого чугуна, углеродистой или легированной стали;

Специального назначения для особых условий работы, устанавливаемую на трубопроводах с такими свойствами или параметрами, которые требуют применения легированных и высоколегированных сталей, бронзы, чугуна, обладающих высокой коррозионной стойкостью или жаропрочностью, защитных покрытий или неметаллических материалов.

IV- по способу присоединения к трубопроводам арматура подразделяется на:

Приварную, имеющую патрубки под сварку с трубопроводом и применяемую для трубопроводов с повышенными требованиями к плотности соединения. Сварное соединение не требует никакого ухода и подтяжки, что очень важно для магистральных трубопроводов, где желателен минимум обслуживания. Сварное соединение дает большую экономию металла и снижает массу арматуры и трубопровода. Недостатком сварных соединений является сложность демонтажа и замены арматуры, так как для этого ее приходится вырезать из трубопровода;

Фланцевую, имеющую присоединительные патрубки с фланцами и применяемые для любых технологических трубопроводов. Преимущества фланцевого присоединения арматуры - возможность многократного монтажа и демонтажа на трубопроводе, хорошая герметизация стыков и удобство их подтяжки, большая прочность и применимость для очень широкого диапазона давлений и проходов.

Недостатки фланцевого соединения - возможность ослабления затяжки и потеря герметичности со временем (особенно в условиях вибраций, изменения температур и давлений),

Повышенная трудоемкость сборки и разборки, большие габаритные размеры и масса;

Резьбовую, которая подразделяется на муфтовую, имеющую на присоединительных патрубках внутреннюю резьбу и цапковую - наружную. Муфтовое соединение используют обычно в литой арматуре.

В связи с этим основная область применения муфтовых соединений - арматура низких и средних давлений. Для мелкой арматуры высоких давлений, которую изготовляют из поковок или проката, чаще всего применяют цапковое соединение с наружной резьбой под накидную гайку.

V - по материалу, из которого изготовлены корпусные детали арматуры подразделяются на:

Арматуру из стали, которую используют для любых давлений и температур и изготовляют из углеродистой, легированной и высоколегированной сталей, а также с внутренними покрытиями коррозионно-стойкими материалами;

Арматуру из чугуна, которую не допускается применять для трубопроводов подверженных вибрации, работающих на растяжение, а также эксплуатируемых при резко переменном температурном режиме;

Арматуру из цветных металлов и сплавов и неметаллическую арматуру используют только в тех случаях, когда физико-химические свойства транспортируемого вещества не допускают использования арматуры из чугуна или стали.

Условные обозначение трубопроводной арматуры

В каталогах на арматуру, в номенклатуре арматурных заводов, в ведомостях для заказа арматуры и в прейскурантах применяют отраслевые условные обозначения. Шифр общепромышленной арматуры состоит из цифровых и буквенных знаков, включающих пять элементов, расположенных последовательно, например:30ч 925 бр.

Первое двузначное (30) число обозначает тип арматуры (задвижка, запорный клапан, кран и т. д.)

Первое буквенное обозначение (ч) указывает материал, из которого изготовлены корпусные детали арматуры.

Цифры после букв указывают порядковый номер (25) модели (одна, две или три цифры), если в этих трех цифрах первая больше 2, она означает тип привода (9). Ручной привод, представляющий собой маховик или рукоятку, не отмечается.

Буквы после второй группы цифр означают материал деталей уплотнения (бр) или вид внутреннего покрытия корпуса. Если уплотнительные поверхности выполнены непосредственно в самом корпусе, обозначение их отсутствует или указываются буквы «бк» (без колец).

Иногда после букв, обозначающих материал уплотнения, стоит еще одна цифра, обозначающая вариант конструктивного исполнения.

Например, шифр 15 с 22 нж 1 обозначает: 15 - Запорный клапан, с- корпус из углеродистой стали, 22 -порядковый номер модели (с ручным приводом маховиком), нж - с уплотнительными кольцами из нержавеющей стали, 1- конструктивное исполнение 1.Условное обозначение арматуры для нефтяной, нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности построены по другой системе. Здесь обычно сначала идет ряд букв, обозначающих сокращенное наименование арматуры, а затем цифры, указывающие условный диаметр и условное давление.

Например, 3KJI 2 - 1000 - 80, задвижка клиновая литая второй модификации ручного привода с условным диаметром 1000 мм и с условным давлением 80 кГс/см 2 ; ЗКЛПЭ - 1000 - 80 - задвижка клиновая литая с электроприводом с условным диаметром 1000 мм и с условным давлением 80 кГс/см 2 ;СППК 4 - 150 - 16 - специальный полноподъемный пружинный клапан четвертой модификации с условным проходом 150 мм и с условным давлением 16 кГс/см.

Условные давления и условные проходы трубопроводной арматуры

Условное давление Ру является единственным параметром для изготовляемой арматуры, гарантирующим ее прочность и учитывающим как рабочее давление, так и рабочую температуру. Условное давление соответствует допустимому рабочему для данного вида арматуры при нормальной температуре (20°С). При повышении температуры механические свойства конструкционных материалов ухудшаются, поэтому для арматуры с высокой рабочей температурой допустимые рабочие давления ниже, чем условные. Это снижение зависит от материала деталей арматуры и температурной зависимости прочностных свойств этого материала. Чем выше рабочая температура, тем ниже максимальное рабочее давление при одном и том же значении условного давления. До ввода в эксплуатацию арматуру необходимо испытать водой при температуре ниже 100 °С, на прочность и плотность материала - пробным давлением. Это давление нормировано ГОСТом. Для условных давлений до Ру = 200 кГс/см 2 пробное давление Рпр =1,5 Ру; при более высоких Ру превышение пробного давления над условным снижается до 25%.

Рабочей температурой считается наивысшая длительная температура перекачиваемой по трубопроводам среды.

Вторым основным параметром арматуры является диаметр условного прохода Ду (или 1>У> номинальное значение внутреннего диаметра трубопровода, для установки на который предназначена данная арматура. Различные типы арматуры при одном и том же условном проходе могут иметь разные проходные сечения (например, полнопроходной шаровой кран, конический кран с трапециевидным проходом.

Не следует смешивать диаметр условного прохода с диаметром проходного сечения в арматуре, последний часто меньше Ду (арматура с сужением прохода) или больше Ду (затворы с кольцевым проходным сечением). В то же время условный проход арматуры не совпадает и с фактическим проходным диаметром трубопровода. Так, трубопровод из трубы размером 325x16 мм имеет фактический внутренний диаметр (без учета допусков) 293, а номинальный диаметр - 300 мм. По размеру условного прохода различают арматуру малых проходов (Ду < 40 мм), средних проходов (Ду = 50-250 мм) и больших проходов (Ду >250 мм).

Работоспособность и назначенный срок службы арматуры.

Вся вновь устанавливаемая на объектах МН отечественная и импортная арматура должна иметь сертификаты соответствия, удостоверяющие соответствие запорной арматуры требованиям Государственных стандартов и нормативных документов России и разрешения

Госгортехнадзора России на право выпуска и применения данной продукции.

Работоспособное состояние арматуры, при котором все значения параметров, характеризующих способность выполнять заданные функции, соответствует требованиям

Неработоспособное состояние арматуры, при котором все значение хотя бы одного параметра, характеризующего способность выполнять заданные функции, не соответствует требованиям НТД.

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

Независимо от сроков эксплуатации, демонтажу с трубопровода подлежит арматура, имеющая неисправности и недостатки (не обеспечивается герметичность затвора арматуры по классу А, В, С; арматура, не прошедшая техническое освидетельствование независимо от сроков эксплуатации и циклов наработки и др.).

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

Клиновые задвижки.

Клиновые задвижки имеют затвор в виде плоского клина. В клиновых задвижках седла и их уплотнительные поверхности параллельны уплотнительным поверхностям затвора и расположены под некоторым углом к направлению перемещения затвора. Преимущества таких задвижек - повышенная герметичность прохода в закрытом положении, а также относительно небольшая величина усилия, необходимого для обеспечения уплотнения.

К недостаткам задвижек этого типа можно отнести необходимость применения направляющих для перемещения затвора, а также технологические трудности получения герметичности в затворе.

Все клиновые задвижки по конструкции затвора могут быть с цельным, упругим или составным клином.

Задвижки с цельным клином нашли широкое применение, так как их конструкция проста и, следовательно, имеет небольшую стоимость в изготовлении. Цельный клин представляет собой весьма жесткую конструкцию, достаточно надежен в рабочих условиях и может быть применен для перекрытия потоков при довольно больших перепадах давления на затворе.

Примером конструкции задвижки этого типа может служить задвижка с выдвижным или невыдвижным шпинделем.

Задвижка на рисунке а состоит из литого корпуса, в который ввинчены уплотнительные седла. Как правило, их изготавливают из легированных, износостойких сталей. Вместе с корпусом отлиты, а затем механически обработаны направляющие для фиксации направления перемещения клина. Клин имеет две кольцевые уплотнительные поверхности и шарнирно через сферическую опору подвешен к шпинделю. Верхняя крышка соединяется с корпусом посредством болтов или шпилек. Для центровки крышки по отношению к корпусу в ней имеется кольцевой выступ, который входит в проточку корпуса. Уплотнение между крышкой и корпусом обеспечивается прокладкой, которая закладывается в проточку корпуса. Для предотвращения перекосов шпинделя в верхнюю часть крышки запрессовывается направляющая втулка.

Рисунок 1 - Полнопроходная задвижка с цельным клином: 1 - корпус; 2 - седло; 3 - направляющая движения клина; 4 - клин; 5 - шпиндель; 6 - верхняя крышка; 7 - шпилька; 8 - уплотнительная прокладка; 9 - направляющая втулка, 10 - сальник; 11 - нажимной фланец; 12 - бугель; 13 - ходовая гайка; 14-маховик.

Существует также конструкция задвижки с цельным клином, но с невыдвижным шпинделем, там ходовая гайка закреплена в верхней части затвора. В гайку ввинчен шпиндель, жестко соединенный с маховиком. Система винт - гайка служит для преобразования вращательного движения маховика (при открытии или закрытии задвижки) в поступательное движение затвора.

Задвижки с упругим клином. В них затвор представляет собой разрезанный клин, обе части которого связаны между собой упругим (пружинящим) элементом (упругим ребром), который позволяет уплотнительным поверхностям клина поворачиваться относительно друг друга на некоторый угол, что обеспечивает лучшее их прилегание к уплотнительным поверхностям седел. Эта особенность упругого клина исключает необходимость индивидуальной технологической подгонки уплотнения и уменьшает опасность заклинивания. Задвижки этого типа изготавливают как с выдвижным (см. рисунок 2), так и с не выдвижным шпинделем.

Конструкция затвора задвижек этого типа обеспечивает лучшее уплотнение прохода в закрытом положении без индивидуальной технологической подгонки. Под действием усилия прижатия, которое передается через шпиндель, в закрытом положении упругий элемент может изгибаться в пределах

Рисунок 2 - Задвижка с упругим клином и выдвижным шпинделем: 1 - корпус; 2 - седло; 3 - клин; 4 - шпиндель; 5 - ходовая гайка; 6 - маховик; 7 - упругие элементы; 8 - бугель.

Упругих деформаций, обеспечивая плотное прилегание обоих уплотнительных поверхностей клина и седел. В задвижках этого типа повышена надежность при высоких температурах (вследствие уменьшения опасности неравномерного теплового расширения, приводящего к заклиниванию затвора). Однако опасность заклинивания в закрытом положении полностью не устранена. Крупным недостатком задвижек этого типа является повышенный износ уплотнительных поверхностей клина и седел, так как они вступают во взаимный контакт значительно раньше, чем в задвижках с цельным клином.

2.2 Объём работ при техническом обслуживании

Периодичность технического обслуживания.

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 2 Сроки ТО, обследования и ремонта арматуры

Типовой объём работ при техническом обслуживании (ТО 1) запорной арматуры.

В объеме технического обслуживания ТО 1 производятся следующие работы.

Для задвижек:

Визуальная проверка герметичности относительно внешней среды, в том числе: фланцевого соединения (протечки не допускаются);

сальникового уплотнения (протечки не допускаются; в случае обнаружения протечек по сальниковому уплотнению, произвести обслуживание согласно ЭД завода изготовителя); проверка параллельности фланцев корпус-крышка; чистка наружных поверхностей, устранение подтеков;

контроль наличия смазки в редукторе электропривода (в соответствии ЭД электропривода);

Проверка 100% степени открытия или закрытия задвижки по высоте шпинделя относительно базовых деталей корпуса;

Визуальная проверка состояния электропривода и подводящих кабелей; проверка состояния и крепления клемм электродвигателя;

Проверка крепления, герметичности защитного кожуха шпинделя арматуры;

Сброс избыточного давления из корпуса задвижек при температуре окружающей среды свыше 30 °С.

Чистка наружных поверхностей, устранение подтеков.

Контроль герметичности затвора шиберной задвижки производится через дренажный трубопровод или нагнетательный клапан и совмещается с проведением ТО.

Контроль герметичности затвора клиновых задвижек совмещается с проведением ТО Сведение о проведении Т01 заносятся в паспорт (формуляр).

Типовой объем работ при сезонном обслуживании (ТО 2) запорной арматуры

Техническое обслуживание ТО 2 проводится при подготовке к осенне-зимнему и весеннему периодам эксплуатации.

При техническом обслуживании ТО 2 проводятся все операции ТО 1, а также:

Для задвижек:

проверка (опробование) на полное открытие, закрытие затвора арматуры в местном режиме управления;

проверка срабатывания путевых выключателей, их ревизия; проверка настройки муфты ограничения крутящего момента;

проверка плавности перемещения всех подвижных частей арматуры; замена (контроль) смазки в электроприводе (смазка должна соответствовать сезонным температурным параметрам данного региона); проверка защиты электродвигателя от перегрузок и перекоса фаз;

проверка (опробование) на полное открытие, закрытие затвора арматуры в режиме телеуправления;

проверка резьбы шпинделя на отсутствие повреждений; проверка прямолинейности выдвижной части шпинделя;

удаление воды из подшиберного пространства через дренажный трубопровод шиберной задвижки;

проверка и слив конденсата из защитной стойки шпинделя.

Техническое обслуживание электропривода арматуры проводится согласно «Инструкции по эксплуатации и техническому обслуживанию электропривода».

Сведении о проведенном сезонном обслуживании Т02 заносятся в паспорт (формуляр).

Сезонное обслуживание (ТО 2) проводится при плановых остановках линейной части МН и на отключенных участках технологических нефтепроводов НПС.

2.3 Объём работ при ремонте задвижек

Типовой объем работ при текущем ремонте запорной арматуры

При текущем ремонте (ТР) запорной арматуры производятся все операции технического обслуживания ТО 1, ТО 2, а также:

Проверка наличия смазки подшипникового узла шпинделя арматуры;

Проверка сальникового уплотнения, нажимной втулки, устранение следов коррозии, задиров штока;

Прогонка шпинделя по гайке на всю рабочую длину;

Нанесение защитной смазки шпинделя арматуры;

Набивка, замена сальникового уплотнения;

Проверка и подтяжка контактных соединений электропривода, восстановление изоляции выходных концов проводов, проверка состояния уплотнителей, взрывозащиты подшипников электродвигателя, правильность посадки крыльчатки вентилятора электродвигателя;

Проверка обтяжки фланцевого соединений разъема корпус-крышка.

Проверка обтяжки фланцевых соединений должна производиться гайковертами с контролем момента затяжки (динамометрические инструменты (ключи-мультипликаторы) одновременно не менее чем на двух взаимно противоположных шпил ьках с одинаковым усилием, соответствующим ЭД арматуры.

Перед обтяжкой фланцевого соединения (корпус-лрышки) клиновой задвижки необходимо приоткрыть клин во избежание повреждения резьбовой втулки. При текущем ремонте арматуры уплотнение шпинделя сальникового узла на основе асбеста заменяется на уплотнения из терморасширенного графита. При текущем ремонте арматуры DN 50-1200 прокладки фланцевых соединений патрубков арматуры на основе асбеста заменяются на прокладки из терморасширенного графита.

Сведения о проведенном текущем ремонте заносятся в паспорт (формуляр).

Текущий ремонт запорной арматуры и обратных затворов НПС проводится при плановых остановках линейной части МН и на отключенных участках технологических нефтепроводов НПС.

Типовой объем работ при среднем ремонте (СР) запорной арматуры

Перед проведением среднего ремонта производится диагностическое обследование запорной арматуры и обратных затворов. Объем диагностического обследования арматуры во время среднего ремонта в соответствии с требованиями РД-19.100.00-КТН-036-13.

При несоответствии показателей диагностического обследования арматуры характеристикам установленным в ТУ, ЭД, арматура подлежит вырезке и капитальному ремонту в условиях специализированного ремонтного предприятия.

В объем среднего ремонта запорной арматуры входит:

Все работы выполняемые при ТР, а также:

Ремонт с заменой дефектных деталей

Замена паранитовых прокладок между корпусом и крышкой на прокладки из терморасширенного графита;

Проверка на герметичность затвора и испытания перекачиваемым продуктом давлением Р= 1,1РN раб. в течении не менее 10 мин, для проверки герметичности уплотнений и соединений. При наличии подтеков и негерметичности - их устранить.

Замену электропривода для капитального ремонта на специализированном предприятии (при наступлении срока КР согласно инструкции завода - изготовителя или выявлении дефектов, неустранимых проведением ТО, текущего и среднего ремонта), проводит ОГЭ.

Кроме того дополнительно для клиновых задвижек:

Демонтаж крышки, разборка, проверка технического состояния всех выемных деталей и, при наличии дефектов, их ремонт или замена;

Зачистка и промывка посадочного паза затвора клиновых задвижек от механических примесей;

Проверка состояния уплотнительных поверхностей корпуса, крышки, клина, их очистка и шлифовка;

Проверка состояния направляющей клина;

Замена подшипников бугельного узла;

Замена уплотнительных элементов на прокладки из терморасширенного графита -замена (при наличии) системы автоматического сброса давления на отремонтированную и настроенную на сброс давления в корпусе при значении не более 1,1 PN

Капитальный ремонт запорной арматуры

Запорная арматура DN 300 и более подлежит демонтажу и капитальному ремонту, если в процессе эксплуатации или по результатам технического диагностирования обнаружены дефекты оборудования, не устраняемые текущим или средним ремонтом. Капитальный ремонт запорной арматуры и обратных клапанов DN от 50 до 250 не проводится.

Капитальный ремонт арматуры производится в условиях специализированного предприятия, имеющего разрешение на выполнение капитального ремонта арматуры по техническим условиям, согласованным Ростехнадзором и утвержденным ОАО АК Транснефть.

При капитальном ремонте запорной арматуры и обратных затворов в условиях Специализированного предприятия проводится полная разборка и дифектация всех деталей и узлов, восстановление их конструктивных параметров или замен пришедших в негодность в результате коррозии или чрезмерного механического износа деталей, восстановление антикоррозийного покрытия и окраски. Объем капитального ремонта в условиях специализированного предприятия определяется на основании составленной дефектной ведомости.

Клиновые задвижки DN от 500 до 1200 в процессе ремонта должны быть оборудованы системой автоматического сброса давления из корпуса.

Арматура, прошедшая капитальный ремонт, подвергается приемо-сдаточным испытаниям под надзором службы технического контроля предприятия. Испытания проводятся в соответствии с программой приемо-сдаточных испытаний арматуры разработанной заводом-изготовителем или специализированным ремонтным предприятием и утвержденной ОАО АК Транснефть.

Арматура после капитального ремонта и испытаний должны соответствовать классу герметичности затвора, указанному в паспорте завода-изготовителя.

Подготовка линейных задвижек и проверка их герметичности

До проведения основных работ по врезке должны быть проведены работы по промывке внутренней полости клиновых задвижек и проверке герметичности их затворов. Промывка производится с целью освобождения посадочного паза клина в корпусе задвижки от возможного скопления посторонних предметов и грязи.

Работы по промывке и проверке герметичности затворов выполняются по заранее разработанному плану мероприятий, являющегося частью Плана производства работ по врезке. В состав плана мероприятий входят:

Составление схемы порядка промывки и проверки герметичности затвора задвижек;

Определение сил и средств для выполнения работ;

Подготовка персонала и технических средств;

Подготовка и обеспечение связи между исполнителем и диспетчером.

Порядок промывки задвижек

Промывка внутренней полости клиновых задвижек производится за счет увеличения скорости потока перекачиваемой нефти при уменьшении площади проходного сечения и создании перепада давления до и после затвора задвижки путем ее прикрытия.

Промывка клиновых задвижек должна проводиться в следующем порядке:

Разработка режима работы нефтепровода, при котором будет осуществляться промывка задвижек;

Оформление наряда-допуска на промывку задвижек;

Согласование с диспетчерской службой РНУ (УМН), ОАО МН порядка проведения работ;

Организация обеспечения устойчивой связи между производителем работ и диспетчером;

Установка манометров (не ниже первого класса точности) до и после проверяемых задвижек по ходу нефти в соответствии с приведенной схемой.

Обеспечение расчетного режима работы нефтепровода, при котором после прикрытия затвора промываемой задвижки на 65-80% скорость нефти будет не менее 1,5 м/с, при этом давление на выкиде предыдущей насосной станции (Pi) после прикрытия затвора должно быть не менее чем на 0,5 МПа ниже максимального допустимого давления в трубопроводе и не менее чем на 0,3 МПа выше минимально допустимого давления на приеме последующей насосной станции (Р2).

Управление задвижкой должно производиться в режиме местного управления в следующем порядке:

Прикрыть с помощью электропривода задвижку до 50 % хода затвора;

По истечении 3 мин после остановки электропривода проверить величину изменения давления по манометрам, установленным до и после задвижки с записью показаний манометров в журнал;

Произвести прикрытие задвижки ступенчато, с 5 %-ной величиной перемещения клина на закрытие при постоянном контроле и фиксации изменения перепада давления;

После выполнения прикрытия задвижки на 60 % дальнейшую операцию проводить вручную.

Промывка полости задвижки осуществляется при достижении перепада до и после клина ДР=0,2 МПа в течении не менее 30 мин и скорости потока не менее 1,5 м/с при постоянном контроле показаний манометров. По истечении указанного срока задвижку следует открыть и приступить к промывке другой задвижки.

Промывка полости шиберных задвижек должна проводиться согласно инструкции по их эксплуатации. При этом создание перепада давления не требуется.

Порядок проверки герметичности задвижек

Проверка герметичности задвижек осуществляется путем контроля изменения давления в отключенной части нефтепровода после его остановки.

После остановки нефтепровода и закрытия отсекающих задвижек проводятся мероприятия по снижению статического давления на отсеченном участке.

Снижение давления осуществляется сбросом нефти в подготовленные емкости, откачкой в параллельный нефтепровод или за задвижку, при этом на момент начала контроля в контролируемой точке нефтепровода должно быть избыточное давление не менее 0,4 МПа.

Изменение давления на отсеченном участке контролируется по манометрам не менее 30 мин. При контроле герметичности задвижек могут использоваться акустические приборы для прослушивания возможных протечек. Изменение давления (за 30 мин на 0,2МПа и более), фиксирование шума протечек нефти через затвор, а также продолжающееся поступление нефти, через вантуз, при снижении давления на отсеченном участке свидетельствуют о негерметичности затвора проверяемой задвижки.

Объем протечек через затвор задвижки определяется путем замера поступающей в емкость нефти через вантуз. При протечке величиной 6 м 3 /ч необходимо произвести замену негерметичной задвижки или работы по врезке совместить с заменой задвижки.

2. 4 Описание технологического процесса

Частичная разборка задвижки с целью ремонта, замены шпинделя или клина производится без демонтажа задвижки с трубопровода при отсутствии давления рабочей среды. Разборку производить в следующем порядке:

Установите клин в верхнее положение ОТКРЫТО и снимите кожух и указатель (для электропривода ОАО Тулаэлектропривод);

Установите клин в среднее положение, опустив его на 3/ 4 полного хода, если задвижка находится в положении ОТКРЫТО или подняв его на ј полного хода, если задвижка находится в положении ЗАКРЫТО;

Снять электропривод;

Выверните на 2-3 оборота < воздушную> пробку и убедится в отсутствии давления среды в трубопроводе;

Снимите крепеж крышки;

Поднимите узел <крышка, стойка, шпиндель,клин>до выхода из корпуса. Отведите узел <крышка, стойка, шпиндель, клин> в сторону и установите клин в вертикальном положении на подкладках;

Выведите головку шпинделя из сопряжения с верхним пазом клина, после чего узел <крышка, стойка, шпиндель> установите в горизонтальном положении на подкладках. При необходимости снятый узел можно полностью разобрать.

После осмотра и ремонта деталей и узлов соберите задвижку в следующем порядке:

Смажьте и уложите кольцо уплотнительное в проточку на торце корпуса;

Застропите крышку в сборе со шпинделем и стойкой в вертикальном положении, осторожно введите головку шпинделя в соответствующий паз клина и опустите собранный узел в полость корпуса. Узел опускайте медленно, направляя клин по направляющим между патрубками корпуса. Клин необходимо установить в прежней ориентации относительно патрубков корпуса;

Установите крепеж крышки и равномерно его затяните крутящим моментом по диаметрально-перекрестной схеме:

Мкр.=(70±7) кгс. м -для DN 500;

Мкр =(120±12) кгс. м - для DN 600;

Мкр =(140±14) кгс. м - для DN 700,800;

Мкр. =(190±19) кгс. м - для DN 1000,1200;

Полная разборка задвижки для ремонта узла уплотнения производится только после демонтажа задвижки с трубопровода.

После сборки задвижку необходимо опрессовать давлением Рn =12,0 МПа при открытом затворе в соответствии с правилами, действующими на эксплуатируемом объекте Количество опрессовок пробным давлением - не более 10 за полный назначенный срок службы корпусных деталей.

2.5 Износ деталей и методы восстановления

Подобные документы

Цель и организация проведения технического обслуживания и ремонта. Влияние условий эксплуатации на износ карбюратора. Назначение и общее устройство, основные неисправности. Выбор оборудования, приспособлений, инструмента, технологический процесс ремонта.

дипломная работа , добавлен 02.11.2009


Назначение запорно-регулирующей арматуры в технологических обвязках компрессорной станции. Сведения о промышленной трубопроводной арматуре. Конструктивные особенности, номинальный размер и виды запорной арматуры. Типы ее соединений с трубопроводами.

курсовая работа , добавлен 11.04.2016


Нормативы периодичности, продолжительности и трудоёмкости ремонтов, технологического оборудования. Методы ремонта, восстановления и повышения износостойкости деталей машин. Методика расчета численности ремонтного персонала и станочного оборудования.

курсовая работа , добавлен 08.02.2013


Роль нефти в народном хозяйстве. Функции и назначение дожимной насосной станции, ее применение на отдаленных нефтегазовых месторождениях. Техническое обслуживание и ремонт задвижек, шарового крана, предохранительного клапана на предприятии "Лукойл-Пермь".

отчет по практике , добавлен 23.05.2016


Общая характеристика насосной станции, расположенной в прокатном цехе на участке термоупрочнения арматуры. Разработка системы автоматического управления данной насосной станцией, которая своевременно предупреждает (сигнализирует) об аварийной ситуации.

дипломная работа , добавлен 05.09.2012


Запорная арматура - предназначена для полного перекрытия потока рабочей среды в трубопроводе и пуска среды в зависимости от требований технологического процесса. Функциональное назначение трубопроводной арматуры, ее виды и технические характеристики.

контрольная работа , добавлен 27.11.2010


Устройство скважинных штанговых насосов. Описание дефектов в процессе эксплуатации. Виды и периодичность технического обслуживания и ремонта оборудования. Порядок подъема насоса и его демонтаж. Выбор рациональной технологии восстановления деталей.

курсовая работа , добавлен 12.12.2013


Причины износа и разрушения деталей в практике эксплуатации полиграфических машин и оборудования. Ведомость дефектов деталей, технологический процесс их ремонта. Анализ методов ремонта деталей, обоснование их выбора. Расчет ремонтного размера деталей.

курсовая работа , добавлен 10.06.2015


Выбор режима эксплуатации магистрального нефтепровода. Расчет и подбор трубопроводной арматуры для монтажа, запорно-регулирующей арматуры, быстросъемных затворов. Устройство и принцип действия дефектоскопов, используемых при обследовании резервуара.

отчет по практике , добавлен 25.06.2017


Неисправности оборудования и их классификация. Основные виды износа деталей. Экономическая целесообразность их восстановления. Расчет ремонтных размеров. Составление технологического процесса восстановления детали. Расчет режимов обработки, нормы времени.

Настоящее руководство по эксплуатации распространяется на чугунные задвижки клиновые фланцевые с невыдвижным шпинделем с ручным приводом, под электропривод, с редуктором:
- с ручным приводом – маховиком, с обрезиненным клином:
т/ф 30ч39р – PN10 DN 25, 32, 40, 50, 65, 80, 100, 125, 150, 200, 250, 300, 350, 400;
т/ф 30ч39р – PN16 DN 25, 32, 40, 50, 65, 80, 100, 125, 150, 200, 250, 300, 350, 400;
- под электропривод, с обрезиненным клином:
т/ф 30ч939р – PN10 DN 25, 32, 40, 50, 65, 80, 100, 125, 150, 200, 250, 300, 350, 400, 450, 500, 600, 700, 800;
т/ф 30ч939р – PN16 DN 25, 32, 40, 50, 65, 80, 100, 125, 150, 200, 250, 300, 350, 400, 450, 500, 600, 700, 800;
с коническим редуктором, с обрезиненным клином:
т/ф 30ч539р – PN10 DN 300, 350, 400, 450, 500, 600, 700, 800;
т/ф 30ч539р – PN16 DN 300, 350, 400, 450, 500, 600, 700, 800,
изготавливаемые по техническим условиям и предназначено для ознакомления обслуживающего персонала с устройством и работой задвижек, их основными техническими данными и характеристикой, а также служит руководством по монтажу, наладке, эксплуатации, хранению и техническому обслуживанию.
Задвижки клиновые соответствуют техническим требованиям ГОСТ 5762-2002, ГОСТ Р 53672-2009, ГОСТ 9544-2005.
Для задвижек под электропривод дополнительно следует руководствоваться техническим описанием и инструкцией по эксплуатации, паспортом на электропривод.
Данные задвижки относятся к классу восстанавливаемых, ремонтируемых изделий.
Пример записи задвижек клиновых с ручным приводом (маховиком) климатического исполнения У1 (сплошной клин) при заказе и записи в документации другой продукции в которой она может быть применена: «Задвижка клиновая ЗКЛ2-50-16 DN50 РN16 У1 30ч39р».
Пример записи задвижек под электропривод климатического исполнения У1 (сплошной клин) при заказе и записи в документации в которой она может быть применена: «Задвижка клиновая ЗКЛП-50-16 DN50 РN16 У1 30ч939р».

1. НАЗНАЧЕНИЕ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
1.1 Задвижки клиновые с невыдвижным шпинделем предназначены для установки в качестве запорного устройства на трубопроводах по транспортировке разбавленных неорганических и органических кислот, оснований, полярных органических сред, окислительных сред, щелочей и кетонов,холодной и горячей воды, пара, по отношению к которым материалы, применяемые в задвижках, коррозионностойкие. Не применять при работе с растительными маслами и животными жирами, алифатическими ароматическими и хлорированными углеводородами, минеральными маслами.
1.2 Основные параметры и характеристики
1.2.1 Температура рабочей среды:
для задвижек клиновых фланцевых от -40°С до +130°С.
1.2.2 Избыточные давления в зависимости от температуры рабочей среды по ГОСТ356-80.
1.2.3 Выбор задвижек должен производиться, исходя из стойкости материалов в применяемых средах с учетом вида коррозии в соответствии с требованиями ГОСТ 9.908-85.
1.2.4 Применяемая среда для углеродистых сталей не должна обладать скоростью коррозии более 0,15 мм в год.
1.2.5 Запрещается эксплуатация задвижек при отсутствии эксплуатационной документации.
1.2.6 Фланцы корпуса – по ГОСТ 12819-80 на Ру 1,0 МПа (10кгс/см2), Ру 1,6 МПа (16кгс/см2), Ру 2,5 МПа (25кгс/см2).
Ответные фланцы ГОСТ 12821-80 на Ру 1,0 МПа (10кгс/см2), Ру 1,6 МПа (16кгс/см2), Ру 2,5 МПа (25кгс/см2).
Присоединительные размеры и размеры уплотнительных поверхностей – по ГОСТ 12815-80:
Ру 1,0 МПа (10кгс/см2), Ру 1,6 МПа (16кгс/см2), Ру 2,5 МПа (25кгс/см2) исполнение 1, ряд 2.
По заказу потребителя допускается изготовление магистральных фланцев корпуса задвижки с уплотнительной поверхностью исполнения 2 или 4, ряд 2 по ГОСТ 12815-80.
1.2.7 Задвижка клиновая должна быть прочной, плотной и герметичной по отношению к внешней среде.
Пропуск рабочей среды или «потение» через металл, а также пропуск среды через прокладочное соединение и сальниковое уплотнение не допускаются.
Класс герметичности задвижек А, В, С, D, D1 ГОСТ 9544-2005 (класс герметичности задвижек определяется договорными обязательствами на поставку продукции).
Класс герметичности определяется по величине протечек в затворе при приемо-сдаточных испытаниях.
1.2.8 Направление подачи рабочей среды – любое.
1.2.9 Установочное положение задвижки – приводом вверх.
Допускается отклонение от вертикали до 90˚ в любую сторону. При горизонтальном расположении шпинделя задвижки под электропривод необходимо наличие опоры под корпус привода.
1.2.10 Рабочее положение затвора – полностью открыто или полностью закрыто. Подъем и опускание затвора задвижек с выдвижным шпинделем должно быть плавным – без рывков и заеданий. Использование задвижки в качестве дросселирующего устройства не допускается.
1.2.11 Строительная длина задвижки по ГОСТ 3706-93.

1.2.12 Рабочая температура окружающего воздуха для задвижек климатического исполнения У1 – не ниже минус 40 ˚С по ГОСТ 15150-69.
1.2.13 Задвижка клиновая относится к классу восстанавливаемых, ремонтируемых изделий с нерегламентированной дисциплиной восстановления и вынужденной продолжительностью эксплуатации.
1.2.14 Показатели срока службы, технического ресурса и наработки на отказ:
задвижек с обрезиненным клином:
установленный средний срок службы – не менее 10 лет;
установленный средний ресурс – не менее 2000 циклов или 100000ч;
наработка на отказ – не менее 200 циклов или 12000 ч.
1.2.15 Критерием отказов чугунной клиновой задвижки являются:
протечки в затворе, превышающие допустимое значение по ГОСТ 9544-2005, при подтверждении заявленного класса герметичности;
потеря герметичности по отношению к внешней среде корпусных деталей и сварных соединений;
самопроизвольное изменение положения шпинделя из положения «открыто» или положение «закрыто» в процессе работы;
неустранимый дополнительной подтяжкой пропуск среды через прокладочные соединения и сальник, заклинивание подвижных частей;
срез резьбы ходовой пары;
срез шпонки штурвала и гайки шпинделя;
отрыв клина от шпинделя;
разрушение других элементов или деталей задвижки,
При условии, что данные неполадки не возникли вследствие нарушения правил эксплуатации.
1.2.16 Критериями предельного состояния задвижки являются:
разрушение и потеря плотности материала корпусных деталей.
Примечание: *Задвижки, подвергнутые восстановлению (разборке и сборке) в пределах гарантийных сроков эксплуатации, замене не подлежат, изготовитель ответственности за работоспособность данных задвижек не несет.

2. КОМПЛЕКТНОСТЬ
Задвижка – 1 шт.
Паспорт – 1 шт.
Руководство по эксплуатации – 2 шт. на партию изделий в один адрес.

3. СОСТАВ, УСТРОЙСТВО И РАБОТА ЗАДВИЖЕК
3.1 Задвижки чугунные клиновые состоят из следующих основных частей (см. чертёж):
корпуса, через который при открытом затворе проходит рабочая среда;
клина, обеспечивающего герметичное перекрытие проходного сечения задвижки, с гайкой, которая движется по вращаемому шпинделю;
маховика (задвижка с ручным управлением – чертёж), электропривода (задвижка под электропривод) или редуктора (задвижка с редуктором), при помощи которого происходит вращение шпинделя, а значит открытие и закрытие затвора задвижки;
крышки с уплотнениями и корпусом уплотнений.
3.2 Маховик, электропривод или редуктор жестко соединен со шпинделем и сообщает шпинделю вращательное движение.
Клин, соединенный со шпинделем, через гайку клина опускается или поднимается в зависимости от направления вращения маховика, закрывая или открывая проходное сечение корпуса задвижки.
Направление вращения на открытие и закрытие задвижки с ручным управлением указано на маховике («Закрыто» - по часовой стрелке, «Открыто» - против часовой стрелки).
3.3 Строительная длина задвижек клиновых по ГОСТ 3706-93.
Строительная длина, высота задвижки в закрытом и открытом положении затвора приводиться в паспорте на задвижку.
По заказу потребителя допускается изготовление задвижек с другими строительными длинами.
3.4 Основные детали задвижек с обрезиненным клином выполнены из следующих материалов:
- климатическое исполнение ТУ 2:
корпус, крышка - чугун ВЧ 50, ВЧ 35, ВЧ 40, ВЧ 45 ГОСТ 7293-85, КЧ ЗО-6, КЧ ЗЗ-8 ГОСТ 1215-93;
- климатическое исполнение ТУ 3.1:
корпус, крышка – чугун СЧ 20, СЧ 25, СЧ 30, СЧ 35 ГОСТ 1412-85;
обрезиненный клин: основание - чугун ВЧ 50 ГОСТ 7293-85;
маховик – чугун ВЧ 40, ВЧ 50 ГОСТ 7293-85.
корпус уплотнений, гайка клина, шайба – латунь ЛС59-1 ГОСТ 15527-2004;
прокладка (между корпусом и крышкой) – паронит ГОСТ 481-80.
Допускается изготавливать клин затвора задвижки из коррозионностойкого материала: сталь 20Х13, 30Х13 ГОСТ 5632-72.
Шпиндель – коррозионностойкая Сталь 20Х13, 30Х13, ГОСТ 5632-72.
Материал уплотнения задвижек – резина EPDM.
Материал крепежных деталей с температурой рабочей среды до 130º С:
углеродистая качественная конструкционная сталь ГОСТ 1050-88:
класс прочности болтов не ниже 5.6 ГОСТ 1759.4-87, технические требования по ГОСТ 1759.0-87;
класс прочности гаек не ниже 5, технические требования по ГОСТ 1759.0-87 (твердость болтов должна быть выше твердости гаек не менее чем на 10-15 НВ).
Материалы для изготовления обрезиненного клина задвижек - группы резиновой смеси по
ТУ 2512-046-00152081-2003:
I повышенной твердости;
XIII повышенной твердости.
Допускается замена материалов на другие, не ухудшающие показатели надежности задвижки.

4. МАРКИРОВАНИЕ
4.1 На задвижке клиновой фланцевой с невыдвижным шпинделем нанесена маркировка:
товарный знак или наименование предприятия изготовителя;
PN 10, PN 16, PN 25;
25, 32, 40, 50, 65, 80, 100,125, 150, 200, 250, 300, 350, 400, 450, 500, 600, 700, 800, 900, 1000, 1200, 1400, 1600;
У - для задвижек климатического исполнения У1 или марка материала;
ХЛ – для задвижек климатического исполнения ХЛ1 или марка материала;
ТУ – для задвижек климатического исполнения ТУ2, ТУ3.1 и марка материала;
где:
РN – номинальное давление среды, кгс/см2;
25, 32, 40, 50, 65, 80, 100, 125, 150, 200, 250, 300, 350, 400, 450, 500, 600, 700, 800, 900, 1000, 1200, 1400, 1600 – условный проход – DN, мм;
У, ХЛ, ТУ – условное обозначение марки материала корпуса задвижки климатического исполнения соответственно У1, ХЛ1, ТУ2, ТУ3.1;
заводской номер задвижки;
дата изготовления;
клеймо окончательной приемки;
- знак системы сертификации ГОСТ Р;

5. ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ
5.1. К монтажу, эксплуатации и обслуживанию допускается персонал, изучивший устройство задвижки, правила техники безопасности, требования руководства по монтажу, наладке, эксплуатации и техническому обслуживанию и имеющий опыт работы с задвижками.
5.2 Срок службы задвижек и исправность их действия обеспечиваются при соблюдении требований, изложенных в эксплуатационной документации.
5.3. При снятии задвижки с трубопровода, разборка и сборка ее должны производиться в специально оборудованном помещении. Если разборка задвижки производиться без снятия ее с трубопровода, то должны быть приняты меры по обеспечению чистоты рабочего места, и выполняться требования безопасности.
Возможность загрязнения и попадания посторонних предметов во внутреннюю полость задвижки при разборке и сборке должны быть исключены.
5.4 Рабочая среда, проходящая через задвижку, должна соответствовать стандартам и техническим условиям на нее.
5.5 Задвижку чугунную клиновую обязательно открывать на полный ход.
Дросселирование среды при не полностью открытом затворе не допускается.
5.6 Приводные устройства должны применяться в строгом соответствии с их назначением в части рабочих параметров, сред, условий эксплуатации, характеристик, надежности.
5.7 Электроприводы, установленные на задвижке под электропривод, должны быть отрегулированы, а муфты крутящего момента или осевого усилия настроены на значение крутящего момента обеспечивающего надежное закрытие и открытие запорного устройства задвижек.
5.8 Путевые выключатели электропривода должны быть отрегулированы на автоматическое отключение при достижении запорным устройством задвижки крайних положений.
5.9 Задвижки под электропривод, комплектующиеся электроприводом должны эксплуатироваться с учетом «Правил устройства электроустановок», «Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей» и «Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок».
Электрооборудование, предназначенное для применения в подземных выработках шахт, а также во взрывоопасных зонах, в которых могут образовываться взрывоопасные смеси по ГОСТ 12.1.011-78, должно соответствовать ГОСТ 12.2.020-76 с учетом «Правил изготовления взрывозащищенного и рудничного оборудования».
5.10 Запрещается эксплуатация задвижек при отсутствии эксплуатационной документации

6. ТРЕБОВАНИЯ МЕР БЕЗОПАСНОСТИ
6.1. Для обеспечения безопасной работы ЗАПРЕЩАЕТСЯ :
эксплуатировать арматуру при отсутствии эксплуатационной документации;
снимать задвижку с трубопровода при наличии в нем рабочей среды;
производить разборку задвижек при наличии давления и рабочей среды в трубопроводе;
производить опрессовку системы пробным давлением, превышающим давление, установленное для задвижек.
Задвижки при этом должны быть в открытом положении;
производить замену сальниковой набивки,
подтяжку фланцевых соединений при наличии давления в системе,
применять набивки большего или меньшего сечения.
Допускается в задвижках малых давлений производить донабивку и подтяжку сальникового уплотнения при вывинченном до упора шпинделе без снижения давления в газопроводе, соблюдая при этом меры по технике безопасности, изложенные в руководстве по эксплуатации, ГОСТ Р 53672-2009 и нормативно-технической документации Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору РФ (ПБ 03-75-94, ПБ 09-540-03, ПБ 09-563-03, ПБ 12-529-03);
использовать задвижку в качестве опоры для трубопроводов;
использовать задвижку в качестве регулирующей;
класть на задвижку и приводные устройства при монтаже отдельные детали или монтажный инструмент;
устанавливать электропривод на задвижке в наклонном положении без опоры под электропривод;
устанавливать электропривод на открытом воздухе без защиты от атмосферных осадков;
эксплуатировать элементы конструкций электрических устройств, входящих в состав электропривода, находящихся под напряжением и доступные для прикосновения, без ограждений (или должны быть изолированы);
эксплуатировать арматуру, имеющую устройства для заземления, без заземления;
производить работы всех видов по устранению дефектов, не отключив привод от сети;
приступать к работе по разборке привода, не убедившись, что привод отключен от сети, и на пульте управления установлена табличка «не включать, работают люди».
6.2 Персонал, обслуживающий арматуру, должен пройти инструктаж по технике безопасности, быть ознакомлен с руководством по монтажу, наладке, эксплуатации и техническому обслуживанию и паспортом на задвижки, техническим описанием и инструкцией по эксплуатации и паспортом на электропривод, иметь индивидуальные средства защиты, соблюдать требования пожарной безопасности.
Организация обучения персонала правилам безопасности труда - по ГОСТ 12.0.004-90.

7. ПОРЯДОК УСТАНОВКИ
7.1 Транспортирование клиновых чугунных задвижек , подвергнутых консервации, к месту монтажа следует производить в упаковке предприятия изготовителя, проходные отверстия должны быть заглушены.
7.2 Расконсервацию задвижек следует производить по ГОСТ 9.014-78 непосредственно перед монтажом.
Резьбу шпинделя смазать пастой ВНИИНП-232 ГОСТ 14068-79.
7.3 При установке задвижки необходимо, чтобы фланцы на трубопроводе были установлены без перекосов.
Задвижки не должны испытывать нагрузки от трубопроводов.
7.4 При монтаже для подвески, перемещений и других работ следует использовать проушины в крышке, патрубки или фланцы корпусов.
ЗАПРЕЩАЕТСЯ использовать для подвески маховик.
7.5 Перед монтажом клиновых задвижек с невыдвижным шпинделем проверить:
состояние упаковки;
наличие заглушек на магистральных патрубках;
состояние внутренних полостей задвижки и трубопровода (визуально).
При обнаружении в трубопроводе или задвижке грязи, песка, брызг от сварки и других инородных тел, трубопровод и задвижка должны быть продуты и промыты;
состояние крепежных соединений.
Затяжку крепежных деталей следует производить равномерно без перекосов и перетяжек;
герметичность затвора.
7.6 При монтаже ЗАПРЕЩАЕТСЯ :
устранять перекосы фланцев за счет подтяжки крепежных деталей и деформации фланцев арматуры;
пользоваться ключами с удлиненными рукоятками и другими приспособлениями, кроме предусмотренных для данного изделия;
применять задвижки вместо заглушек при испытаниях на монтаже.
7.7 Перед сдачей системы заказчику следует проверить:
состояние болтовых соединений;
работоспособность задвижки без давления рабочей среды, затем при рабочем давлении в трубопроводе;
герметичность прокладочных соединений, сальникового уплотнения, затвора;
При обнаружении неисправностей устранить их согласно разделу 9.
закрытие и открытие запорного органа задвижек электроприводом (электроприводных задвижек);
автоматическое отключение электродвигателя электропривода муфтой ограничения крутящего момента при достижении заданного крутящего момента на выходном валу в положениях «закрыто» и на случай аварийной перегрузки по пути в сторону открывания;
сигнализацию в положении «закрыто» и автоматическое отключение электропривода и сигнализации в положении «открыто».

8. ПОРЯДОК РАБОТЫ
8.1 Во время эксплуатации следует проводить периодические осмотры (регламентные работы) в сроки, установленные графиком в зависимости от режимов работы системы.
При осмотрах необходимо проверить:
состояние крепежных деталей;
работоспособность задвижек наработкой 1-2 циклов;
герметичность мест соединений относительно внешней среды;
смазку подшипникового узла (при наличии масленки в изделии) – при необходимости смазать пастой ВНИИ НП-232 ГОСТ 14068-79 – в задвижках исполнения У1 по ГОСТ 15150-69,
Осмотр и проверку задвижек производит персонал, обслуживающий трубопровод.

9. ВОЗМОЖНЫЕ НЕИСПРАВНОСТИ И СПОСОБЫ ИХ УСТРАНЕНИЯ
9.1 Возможные неисправности и способы их устранения приведены в таблице 9.

Таблица 9
В данной таблице приведены основные неисправности, вероятные причины и способы ремонта чугунных клиновых задвижек.

Наименование неисправности, внешние и дополнительные признаки	Вероятная причина	Способ ремонта
1. Нарушена герметичность прокладочных соединений. Пропуск среды через прокладочные соединения.	1. Недостаточно уплотнена прокладка. Ослабление затяжки шпилек или болтов. 2. Разрушен материал прокладки.	Уплотнить прокладку дополнительной подтяжкой гаек равномерно без перекосов. Заменить прокладку.
2. Нарушение герметичности затвора. Пропуск среды при закрытом затворе.	Повреждены уплотнительные поверхности корпуса и клина.	Разобрать задвижку и притереть уплотнительные поверхности корпуса и клина.
3. Нарушена герметичность сальника. Пропуск среды через сальник.	1. Недостаточная затяжка сальника. 2. Износ сальниковой набивки.	Уплотнить сальник дополнительной подтяжкой гаек. *Допускается проводить подтяжку гаек в пределах гарантийных сроков эксплуатации. Заменить или добавить сальниковую набивку.
4. Задвижка не открывается и не закрывается, шпиндель не вращается.	Заклинивание подвижных частей.	Разобрать задвижку, устранить заклинивание, смазать подвижные сопряжения, смазать или заменить подшипник (при их наличии).

Примечание: *Уплотнение сальника дополнительной подтяжкой гаек в пределах гарантийной наработки 500 циклов или в пределах гарантийного срока эксплуатации является регламентным обслуживанием задвижки, которое не является основанием для предъявления претензий изготовителю продукции.
9.2 Возможные неисправности и способы их ремонта для электроприводов, установленных на задвижках, приведены в техническом описании и инструкции по эксплуатации на электропривод.

10. ПОРЯДОК РАЗБОРКИ И СБОРКИ ЗАДВИЖЕК
10.1 При разборке и сборке задвижек обязательно:
выполнять правила мер безопасности, изложенные в руководстве по эксплуатации;
предохранять уплотнительные поверхности корпуса и клина от повреждений.
10.2 Разборка и сборка задвижек производится для устранения неисправностей, возникающих при эксплуатации (см. табл. 9), и смазки.
Допускается производить разборку и сборку как на трубопроводе, так и в снятом положении, учитывая удобство обслуживания и соблюдая правила мер безопасности.
Клиновые задвижки, подлежащие обслуживанию, должны устанавливаться на трубопроводах в местах, доступных для проведения работ на высоте не более 1,6 м от уровня пола.
При расположении задвижек на высоте более 1,6 м обслуживание производиться со специальных площадок и лестниц.
Маховик задвижек должен быть размещен относительно площадки, с которой производят управление, на высоте 1,0-1,6 м при обслуживании стоя и на высоте 0,6-1,2 м – при обслуживании сидя.
10.3 Полную разборку задвижки (см. рисунок 1 - 3) производить в следующем порядке.
10.3.2 Задвижки клиновые фланцевые с невыдвижным шпинделем:
Снять крышку 5, предварительно отвернув гайки 4 со шпилек 3, вместе со шпинделем 19 или 20 и клином, предохраняя уплотнительные поверхности клина от повреждений, при выходе
направляющей шипов клина из направляющих пазов или гребней корпуса 1.
Снять клин 2 со шпинделя 19 или 20, выворачивая его по резьбе.
Снять стойку крышки 17 вместе со шпинделем 19 или 20, предварительно отвернув гайки 8 со шпилек 7.
Освободить крышку сальника 14, предварительно отвернув гайки 10 с анкерных болтов 9, и вынуть сальник 15 или 16.
Снять подшипники (при наличии подшипников).
Вынуть шпиндель из стойки крышки 17 или 18.
10.3.3 Задвижки с невыдвижным шпинделем с обрезиненным клином:
Вывести клин 2 из положения «закрыто». Снять маховик, электропривод или редуктор, отвернув гайки, предварительно отключив электропривод от электросети.
Снять крышку 7, предварительно отвернув болты 6, вместе со шпинделем 4 и клином 2, предохраняя уплотнительные поверхности клина от повреждений, при выходе направляющей шипов клина из направляющих пазов или гребней корпуса 1.
Снять клин 2 со шпинделя 4, выворачивая его по резьбе.
Вывернуть корпус 12 или 13 вместе с уплотнением шпинделя 9 и осторожно снять его со шпинделя 4.
Вынуть шпиндель 4 из крышки 7 вместе с разрезной шайбой 8.
10.4 Перед сборкой тщательно очистить все детали, а уплотнительные поверхности промыть бензином или уайт-спиритом и насухо протереть.
Затем крепежные детали смазать графитной смазкой марки УСсА ГОСТ 3333-80 – в задвижках исполнения У1 по ГОСТ 15150-69; смазкой ЦИАТИМ-201 ГОСТ 6267-74 – в задвижках исполнения ХЛ1 по ГОСТ 15150-69.
Узлы: гайка шпинделя – шпиндель, гайка шпинделя – крышка, подшипник (при наличии подшипника) смазать пастой ВНИИ НП-232 ГОСТ 14068-79 – в задвижках исполнения У1 по ГОСТ 15150-69, смазкой ЦИАТИМ-201 ГОСТ 6267-74 – в задвижках исполнения ХЛ1 по ГОСТ 15150-69.
10.5 Сборку задвижки производить в обратном порядке:
10.6 Собранную после устранения неисправностей задвижку подвергнуть следующим испытаниям:
на работоспособность – наработкой трех циклов без подачи давления, с проведением цикла «открыто – закрыто» на весь рабочий ход;
на герметичность затвора, сальникового уплотнения и прокладочного соединения корпус-крышка водой ГОСТ Р51232-98 под давлением 1,1 РN. При испытаниях не допускается ударять по задвижке, находящейся под давлением.

11. ПРАВИЛА ХРАНЕНИЯ И ТРАНСПОРТИРОВКИ
11.1 Условия транспортирования и хранения задвижек – 7 (Ж1) по ГОСТ 15150-69, с электроприводом – 4 (Ж2) по ГОСТ 15150-69.
11.2. При установке задвижек на длительное хранение необходимо соблюдать следующие требования:
задвижки должны храниться в условиях, гарантирующих их защиту от повреждений и загрязнения;
затвор должен быть закрыт, проходные отверстия закрыты заглушками.
11.3 Транспортирование чугунных клиновых задвижек может производиться любым видом транспорта в упаковке предприятия изготовителя с обязательным соблюдением следующих требований:
задвижки должны быть надежно закреплены на поддоне, в ящике или контейнере;
при погрузке и разгрузке не допускается бросать или кантовать ящики, контейнеры, поддоны;
при перевозке ящики, контейнеры, поддоны должны быть закреплены.

12. СВЕДЕНИЯ ПО УТИЛИЗАЦИИ
При окончании срока службы (эксплуатации) задвижку разобрать, выбить сальниковую набивку, снять упорные подшипники, рассортировать детали по маркам материалов в соответствии с разделом 1 и рисунками руководства по эксплуатации.
Сальниковую набивку, прокладку складировать в специальные места для отходов.
Металлические части задвижек сдать в приемные пункты сбора и переработки металлов в установленном порядке.

Задвижка клиновая чугунная фланцевая с невыдвижным шпинделем с обрезиненным клином с ручным приводом (маховиком) PN10, PN16

Чертёж чугунной клиновой задвижки

1-корпус, 2-обрезиненный клин, 3-гайка клина, 4-шпиндель, 5-прокладка, 6-болт, 7-крышка,8-шайба, 9-кольцо уплотнительное, 10-маховик, 11-шайба, 12-гайка, 13-корпус уплотнений, 14-кольцо уплотнительное

Требующую ремонт арматуру демонтируют, промывают и в собранном виде отправляют на ремонтное предприятие. Здесь ее разбирают и устанавливают дефекты. Наиболее распространенными причинами выхода запорной арматуры из строя является нарушение герметичности вследствие коррозии, забоин, вмятин инородных тел на уплотняющих поверхностях, а также деформации корпуса задвижки под действием внешн их нагрузок и температурных деформаций.

Внутренняя полость корпуса осматривается для выявления раковин, трещин и других дефектов. Несквозные дефектные места в корпусе разделывают на всю глубину до чистого металла. Перед разделкой трещин на их концах сверлят отверстия диаметром 8-10 мм. Кромки, прилегающие к местам вырубки, зачищаются напильником и металлической щеткой. После протравливания 10% раствором азотной кислоты трещины завариваются электродуговой сваркой и термически обрабатываются.

При осмотре деталей затвора проверяют плотность запрессовки уплотнительного кольца (седла) в корпусе и чистота его поверхности. На наличие забоин, задиров, царапин и других повреждений проверяются затвор (шибер, диски), шпиндель, втулка, полости сальниковой коробки, грунд букса и крепёжные детали. Поврежденные детали выбраковываются и восстанавливаются.

Различные раковины, каверны, задиры и другие повреждения уплотнительных поверхностей устраняются путём обточки, шлифовки и притирки на станке. На уплотнительный поверхности дефекты глубиной более 0,5 мм устраняются предварительной разделкой дефектного места и наплавкой на него металла с последующей обработкой. Если глубина повреждений менее 0,5 мм, то проводится шлифовка абразивным кругом и притирка.

Не плотности между корпусом и седлом устраняются в зависимости от типа крепления. Если седло закреплено в корпусе запрессовкой, то оно вытачивается из корпуса и заменяется новым, которое приваривается к корпусу с предварительной разделкой места посадки.

Если седло посажено на резьбе, то его вывинчивают с помощью специальных ключей и приспособлений. При наличии нормально сохранившейся резьбы ввертывается новое седло тем же приспособлением, но с большим усилием затяжки.

Если резьба под седло имеет значительный износ, то оно растачивается на больший размер с одновременной расточкой под сварку.

На это место запрессовывается и приваривается новое кольцо. Если кольца вварены в задвижку, то проточка их осуществляется на токарном станке в специальном приспособлении, где за одну установку протачиваются обе поверхности.

После этого корпус задвижки поступает на шлифовку и притирку колец. Обе стороны клина в этом случае наплавляются и протачиваются в приспособлении за одну установку. Подгонка клина осуществляется по корпусу задвижки на горизонтально - заточном и притирочном станках.

Обработка уплотнительных колец клиновых задвижек может проводиться не только на токарном, но и горизонтально - расточном станке.

Перед ремонтом шпиндель очищают от следов старой сальниковой набивки, нагара и грязи, промывают в керосине или бензине. Уплотнительная поверхность шпинделя должна быть зеркально гладкой.

Не глубокие вмятины и задиры, глубиной более 0,08 - 0,15 мм устраняются притиркой пастой ЕОИ или шлифовальными порошками, разведенными в масле.

Внутренняя поверхность деталей, сопрягаемых со шпинделем, так же проверяется на чистоту и отсутствие овальности. Одно из трудоёмких операций при ремонте арматуры является притирка уплотнительных поверхностей. Притирка плоских деталей арматуры (седла, клинья) осуществляется на плите.

Притирка может осуществляться как вручную, так и механическим способом. Конструкция притиров выбирается в зависимости от формы притираемых поверхностей и величины условного прохода.

При механической притирке уплотняющих поверхностей используются притирочные станки или приспособление к сверлильным станкам.

Притирочные станки имеют возвратно - вращательное движении притира с опережающим его вращением в одном направлении. В притирочную пасту вводится электрокорунд или карбид кремния различной зернистости. Притирку проводят до светло - матового цвета уплотнительных поверхностей.

Применяемой на практике способ проверки «на карандаш» заключается в том, что на подготовленных поверхностях плашек, клина или пробки(для кранов) наносят тонкие поперечные риски. Если после сопряжения притираемых поверхностей и их взаимного перемещения риски везде окажутся стёртыми, то считают, что достигнута хорошая притирка.

После замены прокладки и сальниковой набивки собранная задвижка поступает на испытания готовой продукции.

3. Используемое оборудование, инструменты, приборы и приспособление

Грузоподъемный механизм. Стропы грузовые текстильные СТП-2,0 Грузоподъемностью 2т L 2м. Универсальный инструмент. Ключ-мультипликатор. Штангенциркуль. Микрометр. Рулетка. Кувалда. Технологические приспособления. Тара.

Меры безопасности при выполнении подготовительных и основных ремонтных работ

К выполнению работ по ремонту арматуры должен допускаться только квалифицированный персонал, знающий их конструкцию, прошедший обучение и аттестацию в НУЦ по Программе подготовки специалистов и слесарей-ремонтников.

Руководители и специалисты, участвующие в производстве ремонтных работ, должны пройти аттестацию и проверку знаний в области промышленной безопасности и охраны труда в соответствии с Положением о порядке подготовки и аттестации работников организации, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов подконтрольных Ростехнадзору.

Оформление производства работ и движение техники в охранной зоне МН должно проводиться в соответствии с Регламентом Организация производства ремонтных и строительных работ на объектах магистральных нефтепроводов.

При нарушении ремонтным подразделением мероприятий, указанных в разрешении на производство работ, наряде-допуске и требований настоящего регламента, работы должны быть немедленно остановлены.

Персонал, участвующий в подготовке и проведении ремонтных работ, должен пройти инструктаж по охране труда с записью в наряде-допуске.

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

На месте проведения ремонтных работ должна находится нормативная и своевременно заполняться оперативная и исполнительная документация. Работы по ремонту агрегатных задвижек должны проводиться с оформлением наряда-допуска на газоопасные работы. При производстве работ должен быть организован контроль воздушной среды на загазованность.

Наряды-допуски должны быть оформлены в соответствии с «Регламентом организации огневых, газоопасных и других работ повышенной опасности на взрывопожароопасных и пожароопасных объектах предприятий системы ОАО «АК «Транснефть» и оформления нарядов - допусков на их подготовку и проведение».

Используемый инструмент и приспособления должны эксплуатироваться в соответствие с Правилами безопасности при работе с инструментом и приспособлениями, заводскими инструкциями по эксплуатации.

При производстве работ все технические средства, не используемые в работе, должны находиться за пределами зоны производства работ, на расстоянии не менее 100 м.

Грузоподъемные работы по монтажу и демонтажу электроприводов, поддержке и удалению деталей выполнять с помощью грузоподъемных механизмов в соответствии с Правилами устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов.

Осветительное, насосное оборудование, газоанализаторы для контроля воздушной среды должны иметь взрывозащищенное исполнение. На электрооборудовании должен быть указан уровень взрывозащиты, при отсутствии знаков взрывозащиты - его использование запрещается.

Все применяемое электрооборудование и электроинструменты должны иметь заземление и подлежат занулению отдельной жилой кабеля с сечением жилы не менее сечения рабочих жил.

Сбор технологических остатков нефти, остатков керосина (солярки) после промывки внутренней полости стойки и крышки ремонтной задвижки производится в специальный металлический поддон с дальнейшей утилизацией. Сбор использованного обтирочного материала, загрязненного маслами и проч., твердые бытовых отходов в ходе работ производится в специальные металлические контейнеры с дальнейшей утилизацией. В зоне проведения работ по выпуску газовоздушной смеси не должны находиться люди и технические средства, не связанные с выполнением данной работы.

При выполнении работ в ночное время необходимо обеспечить освещение рабочего места.

Контроль воздушной среды проводится до и после выполнения всех подготовительных мероприятий, предусмотренных нарядом-допуском.

Первичный контроль воздушной среды должен проводиться в присутствии лиц, ответственных за подготовку и проведение работ, текущие замеры - в присутствии ответственного за проведение работ.

После вскрытия полости задвижки и поднятия крышки, следующая ремонтная операция проводится только после проведения естественного вентилирования в течение 15 минут и повторного замера загазованности.

После демонтажа выемных частей задвижки, следующая ремонтная операция проводится только после проведения естественного вентилирования в течении 15 минут и повторного замера загазованности, выполняемого не менее чем в двух точках непосредственно над разъемом на высоте не более 40 см от его плоскости.

Работы по ремонту проводятся, если концентрация углеводородов в воздухе непревышает ПДК (300 мг/м). Область зоны, работы в которой после вскрытия полости задвижки выполняются персоналом без применения специальных защитных средств ограничивается расстоянием не ближе 40 см к плоскости разъема по всей его площади.

4. Экологическая часть

АК «Транснефть» занимается приемом, хранением и транспортировкой нефти. Основными структурными подразделениями являются:

Линейные части магистральных нефтепроводов;

Резервуарные парки;

Железнодорожные сливо-наливные эстакады;

Установки подогрева нефти;

Очистные сооружения нефтесодержащих стоков;

Нефтеловушки.

Кроме этого, в состав ОАО входят подразделения инженерно-технического обеспечения (ремонтно-механические, ремонтно-строительные, деревообрабатывающие предприятия и участки, очистные сооружения, автотранспортные и теплоэнергетические хозяйства и т.п.), административно-хозяйственные и жилищно-бытовые службы, объекты соцкультбыта.

Исходя из вышеприведенных данных, на объектах ОАО в процессе хозяйственной и иной деятельности образуется достаточно широкая номенклатура отходов производства и потребления, причем значительная часть из них (по номенклатуре) образуется в процессе работы вспомогательных служб и жизнедеятельности обслуживающего персонала.

К отходам основной деятельности ОАО - транспортирование нефти, относятся нефтешламы от очистки трубопроводов и их узлов, насосных перекачивающих станций и резервуаров для хранения нефти, нефтесодержащие осадки различных узлов очистных сооружений, отходы от изоляции трубопроводов, грунты, загрязненные нефтью.

К отходам иных видов деятельности относятся преимущественно отходы производственного потребления: отработанные нефтепродукты (групп МИО, ММО, СНО), аккумуляторные батареи, СОЖ, обтирочные материалы, промасленные фильтры, активированные угли, огарки сварочных электродов, изношенные шины, тормозные накладки, лом абразивных изделий, лом металлов и т.д.

Несколько обособленно можно отметить некоторые специфические отходы, образующиеся при ликвидации аварий на нефтепроводах - отработанные сорбенты и их смеси с грунтом, изоляционные и прокладочные материалы; а также пески и грунты, пропитанные нефтью.

По природе своего происхождения образующиеся отходы условно можно разделить на три группы:

При необходимости выполнения ремонтных операций в зоне, приближенной к открытому разъему задвижки, менее чем 40 см, работы проводятся с применением средств индивидуальной защиты органов дыхания (СИЗОД) - противогазов шланговых.

При необходимости контроля воздушной среды в темное время суток, неблагоприятных погодных условиях, ухудшающих рассеивание паров и газов, а также в условиях недостаточной видимости (туман, снегопад, сильный дождь и др.) лицо, проводящее анализ воздуха, должно иметь при себе взрывобезопасный ручной светильник напряжением, не более 12 В и иметь наблюдающего (дублера).

Работники, занятые на работах по среднему ремонту задвижек должны быть обеспечены спецодеждой, спецобувью и другими средствами защиты, согласно Типовым отраслевым нормам бесплатной выдачи одежды, спецобуви и других средств индивидуальной защиты.

Применяемые спецодежда, спецобувь и другие СИЗ, должны иметь сертификаты соответствия.

Для защиты головы работника от механических повреждений, воды, повреждения электрическим током должны применяться каски. С целью выявления дефектов, каски подлежат ежедневному осмотру в течение всего срока эксплуатации. Каски не подлежат ремонту, отходы, образующиеся преимущественно при строительстве, реконструкции и капремонте объектов магистральных нефтепроводов;

отходы, образующиеся преимущественно при эксплуатации объектов магистральных нефтепроводов;

отходы, образующиеся при авариях и их ликвидации.

Такое группирование отходов целесообразно осуществлять при разработке Проектов нормативов образования и лимитов на размещение отходов для конкретных подразделений

ОАО «АК"Транснефть». Номенклатура отходов при этом уточняется и конкретизируется исходя из условий и объемов их образования, сбора, использования и размещения.

Общее количество наименований учитываемых отходов составляет для первых двух групп 30 и 44 пункта, соответственно.

Номенклатуру отходов, образующихся при авариях и их ликвидации, регламентировать практически невозможно, и она определяется в индивидуальном порядке в каждой конкретной аварийной ситуации.

Перечень отходов, образующихся на производственных объектах ОАО «АК «Транснефть»

Перечень отходов производства и потребления, образующихся при эксплуатации, строительстве и капитальном ремонте объектов магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть», разработан в соответствии с Федеральным классификационным каталогом отходов (ФКК), утвержденным приказом Госкомэкологии России от 27.11.97 № 527 и зарегистрированным в Минюсте России 29.12.97, регистрационный № 1445.

Перечень отходов производства и потребления, образующихся при строительстве (реконструкции и техперевооружении), капитальном ремонте и эксплуатации объектов магистральных нефтепроводов разработан в соответствии с действующими в ОАО «АК «Транснефть» технологическими регламентами на все производственные процессы, осуществляемые в производственных подразделениях, а также паспортами отходов и инструкциями по обращению с отходами на предприятии. Перечень отходов имеет отраслевую направленность.

Количество видов отходов, образующихся во всех структурных подразделениях ОАО «АК «Транснефть», в перечне представлено отдельно для различных производственных условий, а именно для строительства, эксплуатации и аварийных ситуаций.

Перечень включает виды отходов, специфичные для отрасли, а именно:

Нефтешламы от зачистки резервуаров;

Нефтешламы от нефтеловушек; нефтешламы от очистки нефтепроводов (нефтешламы на камерах пуска-приема скребка);

Нефтешламы (осадок от фильтров-грязеуловителей);

Снятый грунт, загрязненный нефтепродуктами - нефтезагрязненный грунт после аварийных и иных разливов нефти;

Песок замасленный, сорбенты нефтезагрязненный;

Отходы прокладочных и изоляционных материалов, твердые (отработанная изоляционная пленка при ремонте трубопроводов).

Перечень также включает виды отходов, неспецифичные для отрасли, в том числе отходы вспомогательного производства и отходы потребления.

Количество видов отходов, включаемых в перечни отходов производственных объектов ОАО «АК «Транснефть» при разработке Проектов НОЛРО, может не совпадать со сводным перечнем (как в сторону увеличения, так и в сторону уменьшения), в зависимости от следующих причин: типа производственного объекта (нефтеперекачивающая станция, линейно-производственная диспетчерская станция, нефтепроводное управление, ремонтно-строительное управление, нефтебаза и т. п.), состава структурных подразделений;

особенностей эксплуатации, реконструкции и техперевооружения производственных объектов МН;

совершенствования технологии производства, перехода на малоотходные и безотходные технологии;

требований территориальных органов инвентаризации источников образования отходов.

Заключение

Нефтяные компании являются ключевым элементом энергетической отрасли Российской Федерации. Основными направлениями деятельности компаний является коммерческая деятельность, связанная с надежной, экономически выгодной и безопасной эксплуатации нефтеналивного терминала, любого вида, и его нефтебазы. Обеспечивая конечные результаты своей деятельности, они должны считать своим высшим неизменным приоритетом охрану окружающей среды, и тем самым обеспечивать высокий уровень экологической безопасности производственных объектов.

Для соблюдения этих принципов нефтяные компании должны обеспечивать свою деятельность с учетом:

Использования технологий, обеспечивающих экономное расходование сырья, материалов и энергоносителей;

Использования лучших имеющихся экологически безопасных технологий;

Уменьшения риска возникновения аварийных ситуаций на основе полномасштабной внутритрубной диагностики магистральных трубопроводов;

Повышение образовательного и профессионального уровня, экологической культуры персонала нефтяных компаний;

Постоянного улучшения имиджа, основанного на доверии международных экологических организаций, партнеров, клиентов и населения, где осуществляют свою деятельность компаний.

Соблюдение данных положений считается залогом обеспечения экологической безопасности своей деятельности и оптимального экологических интересов с социально-экономическими потребностями общества в целях содействия устойчивому развитию Российской Федерации.

Список используемой литературы

1. Пожароопасных и пожароопасных объектах предприятий системы ОАО «АК «Транснефть» и оформления нарядов-допусков на их подготовку и проведение.

2. РД 75.200.00 КТН-037-13. Руководство по техническому обслуживанию и ремонту оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций,ОАО Регламент организации огневых, газоопасных и других работ повышенной опсности на взрывоп «АК «Транснефть», 2013г. С изменением №1 от 25.11.13г.

3. РД 10.110.00-КТН-319.09. С изменением №3 от 27.11.13г Правила безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов, - ОАО «АК «Транснефть», 2009г. С изменением №3 от 27.11.13г

4. РД -13.200.00 - КТН - 116-14. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Учебно-информационные плакаты по безопасному производству работ.

5. В.И. Захаров, А.Е. Лащинин, В.И. Рябухин, Т.Д. Климович, Л.И.Зуев «Оператор НПС магистрального нефтепровода», Тюмень 2005 г.

6. В.Е. Петров «Машинист технологических насосов на нефтеперекачивающих станциях»

7. Федеральный закон. О промышленной безопасности опасных производственных объектов. - М., 21 июля 1997г. №116-ФЗ.

8. Федеральный закон. Об основах охраны труда в Российской Федерации. - М., 17 июля 1999г. № 181-ФЗ.

9. ОР - 13.020.00 - КТН - 011-07 Система экологического менеджмента АК «Транснефть» Регламент СЭМ экологическая политика.

10. Собурь С.В. Пожарная безопасность организаций нефтегазохимического комплекса: Часть 1. Издание 2011г.

Подобные документы

Цель и организация проведения технического обслуживания и ремонта. Влияние условий эксплуатации на износ карбюратора. Назначение и общее устройство, основные неисправности. Выбор оборудования, приспособлений, инструмента, технологический процесс ремонта.

дипломная работа , добавлен 02.11.2009


Назначение запорно-регулирующей арматуры в технологических обвязках компрессорной станции. Сведения о промышленной трубопроводной арматуре. Конструктивные особенности, номинальный размер и виды запорной арматуры. Типы ее соединений с трубопроводами.

курсовая работа , добавлен 11.04.2016


Нормативы периодичности, продолжительности и трудоёмкости ремонтов, технологического оборудования. Методы ремонта, восстановления и повышения износостойкости деталей машин. Методика расчета численности ремонтного персонала и станочного оборудования.

курсовая работа , добавлен 08.02.2013


Роль нефти в народном хозяйстве. Функции и назначение дожимной насосной станции, ее применение на отдаленных нефтегазовых месторождениях. Техническое обслуживание и ремонт задвижек, шарового крана, предохранительного клапана на предприятии "Лукойл-Пермь".

отчет по практике , добавлен 23.05.2016


Общая характеристика насосной станции, расположенной в прокатном цехе на участке термоупрочнения арматуры. Разработка системы автоматического управления данной насосной станцией, которая своевременно предупреждает (сигнализирует) об аварийной ситуации.

дипломная работа , добавлен 05.09.2012


Запорная арматура - предназначена для полного перекрытия потока рабочей среды в трубопроводе и пуска среды в зависимости от требований технологического процесса. Функциональное назначение трубопроводной арматуры, ее виды и технические характеристики.

контрольная работа , добавлен 27.11.2010


Устройство скважинных штанговых насосов. Описание дефектов в процессе эксплуатации. Виды и периодичность технического обслуживания и ремонта оборудования. Порядок подъема насоса и его демонтаж. Выбор рациональной технологии восстановления деталей.

курсовая работа , добавлен 12.12.2013


Причины износа и разрушения деталей в практике эксплуатации полиграфических машин и оборудования. Ведомость дефектов деталей, технологический процесс их ремонта. Анализ методов ремонта деталей, обоснование их выбора. Расчет ремонтного размера деталей.

курсовая работа , добавлен 10.06.2015


Неисправности оборудования и их классификация. Основные виды износа деталей. Экономическая целесообразность их восстановления. Расчет ремонтных размеров. Составление технологического процесса восстановления детали. Расчет режимов обработки, нормы времени.

курсовая работа , добавлен 26.04.2010


Назначения, применение и устройство насосной станции Grundfos SL 1.50. Принцип работы электрической принципиальной схемы. Техника безопасности при обслуживании насосной станции очистных сооружений, техническое обслуживание и ремонт оборудования.

Добавить в закладки

Как отремонтировать запорную арматуру?

Запорная арматура представляет собой незаменимое и широко используемое оборудование. Наиболее актуально применение такого оборудования при строительстве водопровода и организации системы водоснабжения различного уровня. Будь это бытовой водопровод или же коммуникации городского и районного масштаба, в любом случае без объекта обсуждения нашей статьи сложно представить современную и надежную сеть поставки воды. Почему именно такой тип арматуры используется, понять предельно просто. Только запорная арматура может предоставить необходимый процент надежности и гарантировать долговечный срок эксплуатации любой коммуникации, которая основана на ее применении. Но, как и у любого оборудования, ремонт запорной арматуры не является исключением и требует немедленного проведения в случае необходимости.

Виды сантехнических приборов

Перед тем как приступить к описанию ремонтных работ, в первую очередь стоит сказать о том, что современный человек, несмотря на незнакомое слово, в любом случае каждый день имеет дело с таким типом оборудования, пользуясь сантехническими приборами:

• краны;
• смесители и т.д.

Основной задачей такого типа коммуникаций является регулирование и, в случае необходимости, стабилизация потока воды, в зависимости от требований конечного потребителя и норм техники безопасности.

Следовательно, любое запорное оборудование должно быть реализовано на основе высококачественных материалов, способных выдержать высокое давление и реализовать распределение потока воды на нужное количество объектов. Абсолютно все системы, которые каким-то образом связаны с водопроводом, нуждаются в применении запорной арматуры.

Но в силу того, что речь идет о соблюдении безопасности и равномерности потока, составляющие коммуникации могут выйти из строя и потребовать ремонтных работ. Об этом мы и поговорим далее.

Проведение ремонтных работ

В первую очередь, говоря о проведении ремонтных работ, стоит отметить то, что износу наиболее подвержены уплотнители поверхностей и шпиндели.

Так, к примеру, техническое состояние шпинделя не имеет право называться хорошим, когда есть коррозия или нагар. В таком случае тот же шпиндель просто не в силах обеспечить достаточный уровень плотности, даже если речь идет о набивке высочайшего качества.

Для того чтобы произвести ремонтные работы на достаточно высоком уровне, в первую очередь необходимо позаботиться о подготовке шпинделя к проведению ремонта. Перед проведением профилактических или ремонтных работ шпиндель нужно как следует зачистить от старой набивки, коррозии и грязи, а затем промыть керосином или бензиновой смесью.

В качестве основного материала для зачистки чаще всего используется паста ГОИ, а также различного рода порошки из хрома. Перед нанесением материала его нужно приготовить, разведя в машинном масле до однородной консистенции.

Если речь идет о механических повреждениях такого типа, как задиры, вмятины, то здесь необходимо прибегнуть к более масштабным работам. В данном случае необходимо производить капитальный ремонт поверхности, устраняя изъяны шлифовкой, полировкой и уплотнением покрытия. В качестве последней составляющей можно использовать специальные антикоррозийные материалы.

Обслуживание запорной арматуры является делом весьма ответственным и трудоемким. Иногда отсутствие знаний и опыта может привести к некачественно выполненной работе, что само собой подразумевает низкокачественный ремонт. Если речь идет об обычной бытовой сантехнике, то наиболее плачевным исходом станет выход из строя дорогого унитаза либо же жалоба затопленных соседей снизу.

Но когда дело касается более масштабных сетей, к примеру, корабельных, говорить о последствиях вслух, в силу возможности материализации сказанного, просто-напросто нет желания. То же самое, когда подразумевается обслуживание городских водопроводных коммуникаций.

Поэтому, перед тем как вернуться к теме ремонта шпинделя, хотелось бы еще раз отметить, что проведение ремонтных работ такого плана лучше всего доверить специалисту или же человеку, хотя бы представляющему, что такое сеть водоснабжения и запорная арматура в частности.

Шпиндель и его особенности

Возвращаясь к шпинделям и их ремонту, стоит особо выделить то, что любой из представителей данного оборудования имеет округлую поверхность. Именно по этой причине механические повреждения и являются основной проблемой для них. При этом нужно сказать и о том, что овальность установки должна быть не более 0,05 мм, кривизна по всей длине поверхности также должна быть не более 0,05 мм. При отхождении этих показателей от нормы, шпиндель нуждается в проведении ремонтных работ.

Если речь идет о коррозии, проявившейся в тех местах, где шпиндель контактирует с сальником, увы, в данном случае необходимо производить капитальный ремонт и замену установки на новую. Ведь в таком случае техническое состояние оборудования не способно выдерживать длительные нагрузки, что подразумевает выход из строя и поломку всей системы водоснабжения на участке. А это говорит о необходимости прибегать к более масштабным, комплексным работам.

Промышленное производство

Ремонт и профилактику арматуры требуется проводить своевременно и наилучшим образом.

Говоря о запорных арматурах и их ремонте в условиях промышленного производства, в первую очередь отметим, что здесь речь идет о более крупных устройствах, которые рассчитаны на работу в условиях повышенной нагрузки.Ремонт таких устройств производится посредством специализированных станков, плоскошлифовальных и внутришлифовальных. В таком случае используются и специальные притирающие элементы – притиры.

Сама форма устройств может быть различная, но она в обязательном порядке подбирается под форму поверхности, нуждающейся в обработке. Изделия должны иметь меньшую жесткость, нежели поверхность, которая подлежит обработке, а поэтому притиры изготавливаются из таких материалов, как чугун мелкопузырчатого типа. Притирами проверяется и техническое состояние запорного элемента.

В силу того что его поверхность более мягкая, после проведения профилактической обработки все неровности обрабатываемого материала будут видны на поверхности элемента. Таким образом удастся избежать более масштабных ремонтных работ, ведь этот процесс позволяет устранить даже самую мелкую проблему еще в зародыше, не дав развиться поломке окончательно.

Когда речь идет непосредственно о притирке элементов, то на поверхность оборудования наносится специальный раствор из абразивного притирочного порошка с микрочастицами. Далее порошок выдавливается, а остатки порошка смываются посредством машинного масла. Далее следует окончательная доводка обрабатываемой поверхности, которую производят при помощи алмазного пласта.

Самостоятельная притирка

Общее устройство кранов шаровых КШ и КШГ

Сразу отметим, что приведенные выше работы выполняются на специальном оборудовании и в условиях, которые довольно трудно реализовать в обычной бытовой среде. Но также возможен самостоятельный ремонт и притирка.

При отсутствии специализированной техники и средств притирка элементов уплотнения выполняется посредством круговых движений поверхностей по отношению друг к другу. Таким образом удастся расположить микроцарапины по дуге, что, собственно, и является идеальным условием для качественного и надежного уплотнения.

Это наиболее приемлемый вариант устранения утечки среды из вентилей и трубопровода, который можно реализовать в домашних условиях.

При отсутствии специализированной техники и материалов вполне возможно появление более глубоких трещин, царапин и сколов, чего допускать крайне не желательно. В таком случае используется крупнозернистый чугунный диск, на который крепится наждачная бумага крупного размера.

После проведения таких работ обязательно нужно произвести протирку обрабатываемых поверхностей влажной тряпочкой, смоченной предварительно в керосине, и после этого насухо протереть чистыми салфетками.

Нержавеющая арматура (нержавейка)

Вряд ли стоит говорить о том, что современное сантехническое оборудование существенно отличается от советского. Это и новые стандарты, новые технологии, инновационные решения, в конце концов совершенно иные размеры и способ эксплуатации.

Поэтому при возникновении необходимости осуществить замену запорного механизма в квартире, при условии эксплуатации советских аналогов, необходимо прибегать к масштабным изменениям и переработкам. И в данном отношении современность, внося коррективы, приносит массу проблем.

Монтаж смесителя с золотниковым переключателем: 1 - штанга; 2 - держатель; 3 - душевая сетка; 4 - корпус; 5 - кривошип; 6 - нитяное уплотнение; 7 - специальный винт; 8 - рукоятка; 9 - излив; 10 - прокладка золотника; 11 - золотник; 12 - переходник.

1. Во-первых, для ремонта необходимо осуществлять замену всей сантехники, начиная от труб, оканчивая смесителями.
2. Во-вторых, для реализации ремонтных работ на основе современного оборудования необходимо и наличие современного инструмента.
3. В третьих, наверное, наиболее существенная проблема – необходимость в отключении водоподачи.

Конечно же, если работа осуществляется при помощи опытного сантехника, вопрос обновки решается в течение нескольких часов с минимальными трудностями. Но когда возможности в вызове сантехника нет, нужно познавать все с нуля и приступать к проведению ремонта самостоятельно.

Преимущества и недостатки

Но в этом есть свои плюсы, так как современная запорная арматура и в целом вся сантехника способна решить множество проблем или же локализовать их на отдельном промежутке.

Согласно мнению экспертов, наиболее высоким уровнем надежности отличается арматура из нержавеющей стали, основными достоинствами которой являются:

• высокий уровень надежности за счет высочайших технических характеристик самого металла;
• простота в процессе эксплуатации (к примеру, в случае необходимости можно перекрыть подачу воды всего одним поворотом вентиля);
• доступная цена;
• высокая экологичность – вода, которая подается на объект, не загрязняется за счет возникновения коррозийных отложений;
• широкая область применения – применима как на огромных промышленных объектах, так и в бытовых условиях.

Что касается недостатков, то таковых, говоря о нержавеющей арматуре запорного типа, крайне мало.

В первую очередь это, конечно же, необходимость использования специальной техники и средств в случае, когда выполняется капитальный ремонт. Обычным наждаком и круговыми движениями, т.е. притиркой, здесь не обойтись.

В силу того что материал достаточно мягкий по сравнению с чугуном, нужно соблюдать определенные меры безопасности, дабы окончательно не повредить поверхность при обработке.

Задвижки из чугуна параллельные, фланцевые с выдвижным шпинделем и ручным приводом

Неисправность задвижки

Задвижка пропускает воду

Причина

Диски 8 (рис. 33) полностью не опустились, не прижались к уплотнительным кольцам корпуса

Способ устранения

Закрутите маховик 2 (рис. 32) специальным ключом 8 или трубным рычажным ключом 1. Торцы шпинделя 4 и гайки должны быть на одной высоте. Перед закручиванием ключом сделайте маховиком несколько оборотов в обратную сторону. Это обеспечит закрытие задвижки с меньшими усилиями, так как, выдвинув шпиндель, можно смазать его резьбу.

Рис. 32. Открытие и закрытие задвижки: а, б - правильно; в - неправильно; 1 - ключ трубный рычажной; 2 - маховик: 3 - лом или обрезок трубы; 4 - шпиндель; 5- крышка сальника; 6 - крышка корпуса; 7 - корпус; 8 - специальный ключ

Неисправность задвижки

Маховик вращается, а шпиндель неподвижен

Причина

Скруглены углы схождения граней квадрата на шпинделе под маховиком

Способ устранения

Придержав шпиндель 13 (РИС. 33) трубным ключом, отверните гайку 3 любым ключом и снимите маховик 1. Напильником запилите новые грани пониже имевшихся, если позволит длина шпинделя. Можно, взявшись трубным ключом за шпиндель, открыть и закрыть задвижку

Рис. 33. Задвижка из чугуна параллельная, фланцевая с выдвижным шпинделем и ручным приводом: 1 - маховик; 2 - ходовая гайка; 3 - гайка; 4 - шпонка; 5 - гайка; 6 - сальниковая набивка; 7 - прокладка; 8 - диск; 9 - уплотнительное кольцо диска: 10 - уплотнителыюе кольцо корпуса: 11 - клин; 12 - корпус; 13 - шпиндель; 14 - крышка корпуса; 15 - болт; 16 - крышка сальника

Неисправность задвижки

Маховик вращается, а ходовая гайка неподвижна

Причина

Выпадение или срезание шпонки

Способ устранения

Одним трубным рычажным ключом придержите маховик 1, а другим - отверните гайку 3. После снятия маховика в шпоночную канавку вставьте новую шпонку 4, сделанную из обрезка стальной проволоки или гвоздя, запиленного напильником. Новая шпонка должна заполнить углубление в ходовой гайке 2 и упереться в дно шпоночной канавки маховика. Это устранит выпадание шпонки

Неисправность задвижки

Маховик вращается вместе со шпинделем и задвижку невозможно открыть для прохода воды

Причина

Прямоугольный конец шпинделя, находящийся внутри корпуса задвижки, вышел из зацепления с дисками

Способ устранения

Возьмитесь губками трубного ключа за верхний резьбовой конец шпинделя и, не давая ему крутиться, вращайте маховик, поднимая и опуская при этом прямоугольный конец шпинделя 13 внутри корпуса 12 задвижки до тех пор, пока он не попадает между дисками 8 и не подтянет их. Обычно это удается за три-четыре поворота шпинделя 13 трубным ключом на 15-90°. Если при таком перемещении прямоугольный конец шпинделя не подтянет диски 8, значит они упали на дно корпуса 12 и задвижку надо разбирать. Перекройте другими задвижками поступление воды к аварийной задвижке. Отверните гайки с болтов, стягивающих корпус и крышку корпуса. Если задвижка находилась вместе с трубопроводами на открытом воздухе или в слишком влажном месте, грани головок болтов повреждены ржавчиной, тогда единственный способ разборки - разрезание болтов ножовочным полотном. Это возможно благодаря большому зазору между крышками 14 и 16. Новые болты и гайки при установке обильно смажьте солидолом, техническим вазелином и т. п. Взявшись за маховик 1, попытайтесь отделить крышку 14 от корпуса 12. Легкие удары по нижнему краю крышки молотком или зубилом и молотком будут способствовать съему крышки. О прокладке 7 не заботьтесь, вырезайте новую. Старая резиновая прокладка пригодна, если она сохранила эластичность. При использовании старой прокладки переверните ее. Корпус 12 задвижки, длительное время находившийся в эксплуатации, может не отделиться от дисков 8. Тогда ударами молотка по зубилу сколите наслоения, препятствующие отделению дисков. После поднятия дисков очистите их и внутреннюю полость корпуса от наслоений. Положите прокладку 7 на фланец корпуса. Наденьте диски 8 на прямоугольный конец шпинделя 13 и все вместе опустите в корпус. Чтобы диски прочно установились на шпинделе, зафиксируйте их стальной проволокой. Для этого напильником или ножовкой проточите канавки на шейках дисков и по ним намотайте проволоку. Эта обмотка не должна мешать соприкосновению уплотнительных колец 9 и 10 диска и корпуса. Обмотку проволокой можно заменить установкой скобы из достаточно упругой стальной проволоки.

Для стопорения такой скобы на шейке одного из дисков высверливают два противолежащих углубления

Неисправность задвижки

Маховик вращается вместе со шпинделем и пользоваться задвижкой невозможно

Причина

Углы прямоугольника шпинделя, находящиеся между дисками, закруглились

Способ устранения

Самый простой способ - заменить шпиндель, используя старую задвижку, пришедшую в негодность по другим причинам. Можно и с новой задвижки снять шпиндель, что займет меньше времени, чем установка другой задвижки.

Изношенный прямоугольный конец шпинделя восстанавливаем усадкой, разогрев шпиндель в кузнечном горне, или наплавкой с помощью электросварки. После электросварки подправляют углы на заточном станке

Неисправность задвижки

Задвижка полностью не перекрывает воду несмотря на нормальное движение дисков

Причина

Неравномерные наслоения и царапины на уплотнительных кольцах

Способ устранения

Разъедините крышку 14 и корпус 12, максимально приблизив диски к крышке корпуса. Для этого вывинтите шпиндель до крайнего положения. Это облегчит извлечение дисков со шпинделем, если не помешают наслоения. При этом прямоугольный конец шпинделя не должен раздвигать диски. Нельзя допускать опускания дисков 8 на дно корпуса, ибо их будет распирать клин 11, прижимаяк уплотнительным кольцам корпуса и не позволяя вынуть диски. Если задвижка отсоединена от трубы, через отверстие во фланце корпуса пальцами одной руки можно подтолкнуть диски снизу, а другой рукой вытягивать шпиндель. После разборки прилегающие поверхности уплотнительных колец 9 и 10 дисков и корпуса очистите ножом. Причем лезвие ножа держите так, чтобы оно сразу захватывало всю ширину кольца. Невыполнение этого условия приведет к образованию новых царапин. В частности, задвижка может пропускать воду из-за того, что контактирующие поверхности бронзовых колец в корпусе и на дисках исцарапаны песком, окалиной и т. п., которые накапливаются между внутренними деталями задвижки. После закрытия и открытия задвижки частицы вымываются струей воды и поступают к кранам и смесителям. Если отвернете вентильную головку, хлынет ржавый поток. Уплотнительные кольца дисков можно очистить травлением. В ведро с водой насыпьте полстакана или стакан стиральной соды или стирального порошка и положите туда диски на сутки или двое. То же можно проделать и с уплотнительными кольцами корпуса. Но для этого, во-первых, корпус должен быть отсоединен от трубопроводов и, во-вторых, использована подходящая емкость. Иногда применяют оба способа освобождения поверхности уплотнительных колец от наслоений (физический и химический).

После очистки одну из поверхностей колец натрите мелом или протрите рабочей стороной старой копирки для пишущей машинки. Теперь загрязненной поверхностью протрите соответствующую соприкасающуюся поверхность. Возникшие окрашенные бугорки пришабрите. Не возбраняется и притирка, но она длительнее.

Для грубой притирки можно использовать порошок, оставшийся у заточного станка. Можно и самому приготовить порошок из смеси мелко растолченного кирпича и стекла. Порошок рассыпьте на ровной металлической поверхности, на керамической плитке и т. п. Уплотнительными бронзовыми кольцами дисков водите по смеси в разных направлениях, иногда приподнимая. Чтобы смесь лучше обволакивала поверхность колец, добавьте в нее жидкого масла, смесь должна приобрести консистенцию сапожного крема в коробках (в тюбиках крем жиже). Грубую притирку допускается производить и абразивной шкуркой, приклеенной или привязанной по краям к дощечке. Ширина дощечки должна быть больше диаметра кольца. Притирайте сразу всю поверхность, изменяя направления возвратно-поступательных движений и оказывая равномерное давление на всю поверхность дощечки. Таким путем удобно очистить поверхность диска, но сложно очистить внутреннюю поверхность корпуса при притирке можно использовать специальные пасты типа ГОИ.

Неисправность задвижки

Сворачивается маховик с ходовой гайки

Причина

Отсутствует гайка

Способ устранения

1. Выточить на токарном станке новую гайку, создав грани на фрезерном станке или ножовкой и напильником. Учтите, что ходовая гайка почти всегда имеет внутреннюю трапецеидальную резьбу и наружную метрическую. В задвижках D=50мм часто вместо шпонки на ходовой гайке 2 нарезают наружную резьбу. На нее наворачивают маховик, имеющий соответствующую резьбу во внутреннем отверстии ступицы. Маховик контрят гайкой 3 (см. рис. 33). Нужно учесть, что резьбы на ходовой гайке и маховике - левые, т. е. маховик будет сворачиваться с ходовой гайки, если его закручивать, желая опустить диски и закрыть задвижку.

2. Снять гайку с аналогичной, не установленной на трубопроводах, задвижки. Вращайте гайку по часовой стрелке. Установите гайку на место, завинчивая против часовой стрелки до момента заклинивания с резьбой ступицы маховика.

3. Открутите маховик. Подложив тряпицу под губки трубного ключа, вращайте им шпиндель за верхний резьбовой конец в нужную сторону

Неисправность задвижки

Ступицу маховика невозможно вращать

Причина

Обломаны колесо и спицы маховика

Способ устранения

По ступице подберите трубный ключ соответствующего номера или снимите ступицы и работайте имеющимся ключом. Для захвата цилиндрических поверхностей ключ должен иметь две губки с острыми зубцами

Неисправность задвижки

Невозможно открыть и закрыть задвижку

Причина

Отсутствует маховик

Способ устранения

Подложив тряпицу под губки трубного винта, вращайте им шпиндель за резьбовой конец

Неисправность задвижки

Утечка из-под крышки сальника

Причина

Ослабление сальниковой набивки

Способ устранения

Равномерно попеременно закручивайте гайки 3 на болтах 15. Если фланец крышки 16 сальника уперся во фланец крышки 14 корпуса, то нужно дополнить Набивку 6 или извлечь остатки старой и заменить ее новой. Заменять сальник можно лишь закрутив до предела маховик и проверив, насколько перекрыта задвижка. Для этого откройте один из вентилей или кранов, расположенных за задвижкой. Слабая утечка воды не будет помехой, но при сильной струе воды набивка сальника запрещена, так как вода его выдавит.

Для набивки сальника выверните гайки 3, прижимающие сальниковую крышку. Выньте ее из крышки 14 корпуса. Легче это сделать, если крышку сальника последовательно, а еще лучше одновременно, поддеть с двух сторон, предположим, лопаткой большой отвертки и лопаткой гвоздодера или рукоятками рычагов трубного ключа. Чтобы крышка сальника впредь не мешала, подвесьте ее на проволоке к спицам маховика. Обнажившееся гнездо для сальника очистите от грязи и обрывков старой набивки стальным крючком. Уложив первый слой свежей набивки, постарайтесь его хорошо утрамбовать. Удобнее всего это осуществить той же крышкой сальника, если она свободно входит

в отверстие. При укладке слоев уплотнения поможет и половина трубки подходящего диаметра, разрезанная вдоль. Будет удобнее применить такую половину трубки, если к ней под углом 90°с приварить рукоятку. Можно в качестве рукоятки использовать выпиленный под углом 20-30° и отогнутый сектор: трубки.

На восстановленную сальниковую набивку опустите крышку сальника и притяните ее гайками. Зазор между фланцем этой крышки и фланцем крышки корпуса должен оставаться равным 6-10мм, как резерв. Качество своей работы проверьте поднятием и опусканием шпинделя. Утечка воды будет сигнализировать о необходимости дальнейшего закручивания гаек.

При отсутствии стандартного уплотнения примените скрученные нити из мешковины или полосы из хлопчатобумажной ткани, слегка смазанные любым маслом, что предохраняет их от гниения. Пригодны для уплотнения и веревки из натурального волокна. Сальник можно также составить из полуколец резины, специально вырезанных, но в этом случае надо слабо притягивать крышку сальника. Сильная затяжка приведет к возникновению излишнего сопротивления перемещению шпинделя, да и резина будет крошиться

Неисправность задвижки

Утечка из-под прокладки

Причина

Порвана или продавлена прокладка

Способ устранения

Как и в предыдущем случае, закройте задвижку и проверьте, насколько она не пропускает воду. Затем снимите соединительные болты между крышкой 14 и корпусом 12 и через один временно замените их более длинными (длиннее на 20-25мм). Оставшиеся болты тоже удалите, а на длинных отверните гайки 2-5 нитки резьбы и сразу поворачивайте маховик в сторону закрывания. Крышка 14 немного поднимется. Повторяйте «процедуру» до тех пор, пока не возникнет зазор в 1-15мм, достаточный для смены прокладки 7. Иногда зазор увеличивают для того, чтобы почистить поверхности от остатков изношенной прокладки.

Новую прокладку вырежьте по старой или по крышке, уменьшив наружные размеры на два диаметра болта. В одном месте прокладку разрежьте зигзагообразно для введения ее в зазор между крышкой и корпусом. Зигзаг на разрезе прокладки должен предохранять от просачивания воды. Для надежности можно установить две прокладки со смещением разрезов на 180°. Для корректировки положения прокладки при вырезании оставьте на ней «рожки».

Наилучший материал для прокладок - листовая резина, наихудший - обычный, не гофрированный промасленный картон