Глава IV. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ НАСОСНЫХ СТАНЦИЙ
Применение на трубопроводах больших Диаметров (400 мм и более) задвижек с ручным приводом весьма нежелательно, так как работа с ними требует затраты больших физических усилий и длительного времени. Однако практика показывает, что задвижки с электроприводом в условиях систем водоснабжения и водоот-ведения иногда работают весьма ненадежно. Это объясняется тем, что запорные органы у насосов и на трубопроводах длительное время находятся в неизменном положении, что приводит к коррозии подвижных частей, а также к отсыреванию изоляции двигателей у аппаратуры управления.
Для борьбы с такими явлениями на некоторых насосных станциях и в сетях периодически применяют «рассаживание» запорных органов как для резервных, так и для рабочих агрегатов. У первых запорные органы несколько раз подряд открывают и закрывают полностью (т. е. срабатывание конечных выключателей), а у работающих агрегатов обходчик прикрывает запорные органы на 10—15 % (причем эту величину желательно контролировать по указателю положения, имеющемуся на задвижке), и затем снова открывают. При такой величине прикрытия производительность агрегата снижается не более чем на 4—7 %, что обычно не сказывается на водоснабжении потребителей. Указанные операции проводят периодически, по специальному графику в периоды наименьшей нагрузки на станцию.
Необходимость «расхаживания» арматуры оговаривается некоторыми насосостроительными заводами (например, Сумским насосным заводом) при поставке оборудования. Ориентировочные эксплуатационные сведения, полученные на ряде насосных станций, показывают, что «расхаживание» позволяет увеличить наработку на отказ примерно в 2 раза.
Управление с помощью электрического привода. Задвижки устанавливают на горизонтальном трубопроводе приводом
На автоматизированных насосных станциях устанавливают задвижки с механизированным приводом
На напорном трубопроводе от каждого насоса устанавливают обратный клапан и задвижку с ручным приводом,
ВЕНТИЛИ НЗ с электромагнитным приводом Т 26314. Если задвижка или вентиль неисправны. Процесс замены задвижки
Для расхаживания современные турбины оборудуют специальными расхаживающими устройствами. [16]
Для расхаживания и совместного подъема двух рядов труб рекомендуется также закачивать в кольцевое пространство между первым и вторым рядом горячую легкую нефть. [17]
Путем расхаживания колонны с одновременными ударами яссом освобождают пакер, после чего приступают к подъему испытательного оборудования. В процессе подъема необходимо доливать буровой раствор в затрубное пространство. При появлении труб, заполненных жидкостью, при помощи цементировочного агрегата открывают циркуляционный клапан. Находящуюся в трубах пластовую жидкость вытесняют на поверхность, отбирая необходимые пробы, после чего КИИ поднимают. [20]
После расхаживания прихваченной колонны с нагрузками, а также проворачивания ее на определенное безопасное число оборотов магнитные метки в результате деформации металла труб выше зоны прихвата стираются. После проведения третьего контрольного замера определяют участок, где магнитные метки сохранились, и судят о расположении верхней границы прихвата колонны. [22]
Для расхаживания паромасляного регулятора при работе агрегата на линии подвода силового масла к камере а устанавливается трехходовой кран. Для этой цели регулятор краном отключается от силового масла и пространство камеры а сообщается со сливом. Под действием верхней пружины оба поршня опустятся, а клапан приоткроется. [23]
Необходимость расхаживания обусловлена тем, что при углублении снаряда нарастает величина крутящего момента, необходимого для его вращения. Это объясняется недостаточной проработкой ствола скважины, поэтому часть породы выдавливается в затрубное пространство и может быть причиной прихватов бурильной колонны. [26]
Операция расхаживания проводится в тех случаях, когда турбину опробуют перед спуском в скважину и при остановке ее на забое. [27]
Необходимость расхаживания арматуры оговаривается некоторыми насосостроительными заводами ( например, Сумским насосным заводом) при поставке оборудования. Ориентировочные эксплуатационные сведения, полученные на ряде насосных станций, показывают, что расхаживание позволяет увеличить наработку на отказ примерно в 2 раза. [28]
Необходимость расхаживания арматуры оговаривается некоторыми насосостроительными заводами ( например, Сумским насосным заводом) при поставке оборудования. [29]
а) Обслуживание трубопроводов и арматуры вести в соответствии с правилами ГНОТ, инструкции по эксплуатации трубопроводов и данной инструкции;
б) перед включением в работу трубопроводы и арматуру тщательно осмотреть. После ремонта или длительного отключения (свыше 10 суток) проверить исправность тепловой изоляции, индикаторов тепловых перемещений, неподвижных опор, скользящих и пружинных креплений и подвесок, возможность свободного расширения трубопровода при его прогреве, состояние дренажей и воздушников, фланцевых соединений, предохранительных устройств и приборов теплового контроля;
в) при эксплуатации трубопроводов должны выполняться:
г) для опорожнения через дренажи, паропроводы любых параметров должны быть смонтированы с уклоном горизонтальных участков не менее 0,004 по ходу движения среды. Это значение уклона должно обеспечиваться при температурах металла от 0°С до температуры насыщения при рабочем давлении. Дренажи должны обеспечивать полное удаление влаги при прогреве, опорожнении, остывании паропроводов.
д) компоновка трубопроводов и арматуры, подлежащих периодическому контролю в процессе эксплуатации, должна обеспечивать доступ к ним для обследования и ремонта. В местах контроля должны иметься площадки;
з) тепловая изоляция трубопроводов и оборудования должна поддерживаться в исправном состоянии. Температура на поверхности при температуре окружающей среды (воздуха) +25°С не должна превышать:
Температура теплоносителя Температура на поверхности изоляции (°С) о С
Тепловая изоляция фланцевых соединений, арматуры и участков трубопроводов, подвергающихся периодическому контролю (сварные соединения, бобышки для измерения ползучести и т. п.) должна быть, быстросъемной.
Тепловая изоляция основных трубопроводов, расположенных на открытом воздухе, а также участков поверхностей с температурой среды выше 200°С, находящихся вблизи масляных баков, маслопроводов и мазутопроводов, а также вблизи кабельных линий, должна иметь металлическое или другое защитное покрытие.
Объекты, имеющие температуру среды ниже температуры окружающего воздуха, должны иметь гидрозащиту и тепловую изоляцию.
Материалы, применяемые для тепловой изоляции не должны оказывать коррозионное воздействие па трубопроводы;
и) изоляция трубопроводов, не имеющих защитного покрытия, должна быть окрашена. При наличии защитного покрытия или алюминиевой окраски на поверхность должны наноситься маркировочные кольца;
к) при обнаружении свищей в питательных трубопроводах, паропроводах острого пара и промежуточного перегрева, а также в их арматуре должны быть приняты срочные меры к отключению аварийного участка посредством дистанционных приводов, к ограждению опасной зоны и к удалению людей из неё.
Если при отключении невозможно резервировать аварийный участок, то соответствующее оборудование, связанное с аварийным участком, должно быть остановлено;
л) производить проверку закрытия обратных клапанов на трубопроводах всех отборов турбины один раз в месяц. Проверку положения обратных клапанов производить по указателям, имеющимся на каждом клапане;
м) на блоках 300 МВт выполнена индивидуальная схема расхаживания КОС всех отборов.
Схема позволяет опробовать поочередно каждый КОС при любой нагрузке. Исключением является расхаживание КОС 3-го отбора на ПТН. Для его расхаживания требуется блок разгрузить до 210 МВт, сделать переход с ПТН на ПЭН и только после этого расхаживать КОС.
Для расхаживания любого КОС следует:
При неисправности обратного клапана отбора работы турбины с таким включенным отбором запрещается;
н) необходимо смазывать шарниры Гука электроприводов всех задвижек и дроссельных клапанов турбинным маслом, смешанным с солидолом (масло — четыре части, солидол — одна часть), один раз в неделю.
Система технического обслуживания и ремонта запорной.
Зарегистрирован: 02 апр 2015, 06:50 Сообщения: 442 Благодарил (а): 2 раз. Поблагодарили: 5 раз. Заслуженная репутация: 0
XI Международный технический симпозиум «ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ – 2015» (24 апреля 2015 г., Москва). Доклад Татьяны Александровны Фоменко, заместителя генерального директора по общим вопросам ООО «Орггазнефть».
Мы убеждены, что развиваемая Департаментом транспортирования газа ОАО «Газпром» система технического обслуживания и ремонта трубопроводной арматуры (ТПА) на магистральных газопроводах (МГ) объективна и направлена на обеспечение длительной работоспособности арматуры, то есть ее герметичности как основного параметра технического состояния, надежности и безотказного выполнения команды на открытие-закрытие в зависимости от технологического режима работы МГ. На основе обобщения опыта эксплуатации арматуры в течение многих лет рассмотрим технические, технологические и организационные аспекты решения указанных выше проблем эксплуатации парка арматуры на МГ. Арматура является составной частью газотранспортной системы и поэтому ее безотказная работа в значительной мере определяет эксплуатационную надежность и безопасность любого МГ.
Результаты многолетней эксплуатации трубопроводной арматуры отечественного и импортного производства приведены в статьях 1.
На сегодняшний день общее количество ТПА с номинальным диаметром от 50 до 1400 мм, установленной на объектах добычи, транспортировки, хранения и переработки, по данным электронной информационной системы «ИНФОТЕХ», составляет более 500 тыс. единиц. Номенклатура парка ТПА весьма разнообразна по функциональному назначению, конструктивным особенностям, техническим характеристикам и срокам эксплуатации. На линейной части МГ доля отечественных производителей составляет около 84%, а зарубежных – 16%. Парк арматуры, эксплуатируемой в ОАО «Газпром», формировался более 50 лет.
Результаты оценки технического состояния запорной арматуры методами, принятыми в ОАО «Газпром», показывают, что не менее 2% эксплуатируемого парка арматуры требуют замены или капитального ремонта (с вырезкой ее из газопровода). Такая замена, как правило, производится вместе с плановым капитальным ремонтом или реконструкцией участков МГ, а также в аварийных случаях.
Опыт эксплуатации шаровых кранов показывает, что герметичность – основной параметр при оценке технического состояния ТПА. В процессе открытия-закрытия крана при отсутствии смазки возникают повреждения на его затворе в виде царапин и износа мягких уплотнений. Возникающая потеря герметичности однозначно связана с отсутствием технического обслуживания, важной частью которого является подача смазки в сопрягаемые детали уплотнения крана. При регулярной подаче смазки в набивочную систему крана арматуры уменьшается риск загрязнения и износа деталей затвора, что способствует увеличению срока службы арматуры. Необходимо указать на своевременную замену демпферных технических жидкостей в цилиндрах гидравлических приводов, срок эксплуатации этих жидкостей составляет не более 5 лет. Основной причиной замены трубопроводной арматуры (не менее 98%) на МГ является невосстанавливаемая потеря герметичности в затворе, т.е. наличие утечки, превышающей установленные нормы по условиям эксплуатации. Случаи потери плотности корпусных деталей или сварных соединений редки и процент этих дефектов при принятии решения о вырезке арматуры ничтожно мал.
По данным ОАО «Оргэнергогаз», основной причиной негерметичности для арматуры диаметром до 300 мм является повреждение полиуретановых уплотнительных колец, возникшее в результате воздействия механических частиц (превышающих размер и объем, предусмотренный СТО Газпром 2-4.1-212-2008) в потоке газа при высоких скоростях, а для арматуры диаметром 1000 мм – разрушение элементов полиуретановых уплотнительных колец в результате недостаточной конструктивной надежности уплотнений седла в момент открытия затвора при наличии давления газа в трубопроводе с двух сторон.
Особо следует отметить, что отказы запорной арматуры при вырезке ее из МГ, помимо нарушения режимов их работы и снижения уровня промышленной безопасности, становятся также причиной безвозвратных потерь больших объемов транспортируемого газа, что значительно влияет на энергетическую безопасность целых регионов страны.
Важнейшим технологическим параметром запорной арматуры, как указано выше, является герметичность затвора, которая и определяет реальный эксплуатационный ресурс арматуры на МГ. Это по существу является основным технологическим и экономическим требованием к надежности функционирования трубопроводной запорной арматуры на МГ. Длительное обеспечение герметичности арматуры является важнейшим элементом стратегии повышения надежности шаровой запорной арматуры. Это нашло отражение в конструктивных решениях по узлу уплотнения запорной арматуры практически у всех фирм-разработчиков, эти решения достаточно близки и представлены на рис. 1.
Рисунок 1
Герметичность затвора крана в начальный период эксплуатации обеспечивается прижатием мягкого уплотнения седла к шаровой пробке. Следует отметить, что при установленном общем сроке службы арматуры не менее 30 лет уплотнения седел затворов из мягких материалов (фторопласт, резина, специальные пластмассы и т. п.) служат эффективно не более 5-10 лет, происходит частичное нарушение работоспособности уплотнений затвора крана. По мере износа мягкого уплотнения или его деформации под воздействием эксплуатационных факторов обеспечение герметичности затвора крана возможно только при использовании уплотнительных паст или смазок.
В транспорте газа эксплуатируется запорная арматура по классу герметичности «А» и «В». В конструкции арматуры принципиально допускают определенную величину протечки (эта норма сохраняется для отечественной запорной арматуры в условиях требований последовательно трех разработанных ГОСТов: ГОСТ 9544-93, ГОСТ 9544-2005, ГОСТ Р 54808-2011). Поэтому конструктора запорной арматуры для обеспечения максимально длительной работоспособности арматуры по герметичности заложили возможность подачи уплотнительных смазок к уплотнительным узлам крана через специальные каналы, технологически выполненные в основных узлах арматуры. При использовании смазок обеспечивается кратковременная герметичность затвора, и эта технологическая операция требовала большого расхода смазки и была очень трудоемкой.
Потеря герметичности затвора ТПА может быть вызвана следующими причинами:
— эрозионный износ поверхности затвора и уплотнений седел механическими примесями, попадающими между седлом и затвором; — эрозионный износ поверхности затвора и уплотнений седел в режиме дросселирования крана (в основном, свечные краны); — зависание подвижных седел из-за загрязнения засохшей смазкой.
Подавая регулярно смазку в набивочную систему арматуры, мы уменьшаем риск загрязнения и износа деталей седла и затвора, а также продлеваем срок службы арматуры.
Для поддержания герметичности арматуры рекомендуется подавать в зону контакта «шар-седло» смазывающие материалы. Периодичность подачи смазки устанавливается СТО Газпром 2-2.3-385-2009 «Порядок проведения технического обслуживания и ремонта трубопроводной арматуры.
В целях минимизации числа вырезаемых кранов «Газпром» в свое время поставил перед своими организациями задачу разработать специальные уплотнительные материалы, обеспечивающие длительную герметичность эксплуатируемых кранов при малом расходе этих материалов. Таким решением явилась разработка специальных высоковязких уплотнительных паст.
В условиях эксплуатации арматуры на МГ для обеспечения надежности, герметичности и долговечности запорной арматуры используются различные уплотнительные смазки и составы: САГ-1, САГ-2, Sealweld, КРОСМА, ЦИАТИМ-201, Политерм [4]. Однако невысокая «уплотнительная» эффективность этих смазок (большой расход смазок, высокая трудоемкость набивки кранов, необходимость частых повторных набивок) обусловили необходимость разработки отечественных высоковязких уплотнительных паст, например, 131-435 КГУ, которая представляет собой состав на основе кремнийорганических и минеральных жидкостей, загустителей и присадок [5, 8].
Высоковязкие уплотнительные пасты для возможности их использования в кранах в качестве «дополнения» к уплотнительным элементам арматуры принципиально должны обладать вполне определенными показателями: пенетрации (характеризует консистентность пасты), высокой адгезией, гидрофобностью, химической нейтральностью к конструктивным материалам и длительностью хранения (практически срок «жизни» не ограничивается). Этими качествами в полной мере обладает уплотнительная паста 131-435 КГУ, выпускаемая ООО «Орггазнефть» по ТУ 2257-001-60565518-2009, которая включена в Реестр материалов, соответствующих требованиям ОАО «Газпром» [8].
Периодическая набивка крана уплотнительными пастами обеспечивает долговременную герметичность этого крана. И эту набивку уплотнительной пастой можно производить неограниченное число раз за время эксплуатации крана (не менее 30 лет). Длительная технологическая герметичность крана (после его набивки пастой) обеспечивается поднабивкой не более 5% количества пасты от первоначальной. Поднабивку рекомендуется осуществлять после каждой перестановки крана, но не чаще 1-2 раз в год. Число перестановок крана в зависимости от его технологического назначения осуществляется, как правило, 2-6 раз в год.
Рекомендуемое количество пасты 131-435 КГУ, набиваемой в уплотнительную систему шарового крана при его первоначальной набивке, зависит от его диаметра и представлено в таблице 1.
Необходимо отметить, что уплотнительная паста 131-435 КГУ (и подобные ей пасты), набитая в шаровой кран, является тем самым дополнительным элементом, который обеспечивает длительную эксплуатационную герметичность крана. И регулярная поднабивка уплотнительной пасты в небольшом количестве (не более 5% от первоначального веса) обеспечивает необходимый срок службы шарового крана с точки зрения его герметичности.
Нам представляется, что для обеспечения длительной эксплуатационной герметичности крана необходимо в 2016-2017 гг. совместно с ОАО «Оргэнергогаз» (учитывая его значительный опыт разработки нормативно-технических документов) доработать СТО Газпром 2-2.3-385-2009 «Порядок проведения технического обслуживания и ремонта трубопроводной арматуры».
В настоящее время уплотнительные пасты 131-435 КГУ применяются во многих газотранспортных и газодобывающих компаниях, в частности, «Газпром трансгаз Югорск», «Газпром трансгаз Ставрополь», «Газпром добыча Астрахань» и др. Факт востребованности пасты 131-435 КГУ говорит о ее высоких эксплуатационных свойствах.
Рисунок 2
Паста набивается в краны с помощью специальных устройств автоматического или ручного типов, поставляемых отдельно.
Среди марок, вошедших в Реестр [6], наши пасты не уступают другим по эксплуатационным свойствам, а по параметру «цена-качество» вне конкуренции, к примеру, цена пасты американской фирмы Sealweld составляет в среднем 18 тыс. руб. за килограмм, что в 30 раз дороже, чем наша паста. Ее продукцию закупают в незначительном количестве (не более 1-2 % от наших объемов).
Поддержание работоспособного состояния арматуры на должном техническом уровне осуществляется путем проведения технического обслуживания и ремонта (в трассовых условиях) в соответствии с действующей в «Газпроме» нормативной документацией – СТО Газпром 2-2.3-385-2009 «Порядок проведения технического обслуживания и ремонта трубопроводной арматуры», которой предусматривается обслуживание всех основных узлов и деталей арматуры с приводом. Однако здесь необходимо отметить, что в соответствии с нормативами трудоемкости на проведение обслуживания арматуры численность эксплуатационного персонала, занимающегося ремонтно-техническим обслуживанием ТПА на линейной части МГ и КС, недостаточна. По этой причине часть арматуры не обслуживается годами практически до возникновения отказа. Такое положение недопустимо для обеспечения работоспособного состояния арматуры.
На сегодняшний день более 10% всего парка арматуры имеет срок службы более 30 лет, и 3 % – более 40 лет, поэтому в отрасли проводятся работы по диагностированию технического состояния, экспертизе промышленной безопасности с продлением срока службы (ресурса) ТПА на действующих объектах в соответствии с СТО Газпром 2-4.1-408-2009 «Методика оценки ресурса запорно-регулирующей арматуры».
Основной упор при диагностике арматуры делается на оценке ее технического состояния по таким параметрам, как герметичность в затворе, работоспособность привода и системы управления арматурой (дистанционного и ручного). Следует заметить, что лидером в вопросах оценки герметичности является ОАО «Оргэнергогаз».
Благодаря сложившейся на должном уровне системе технического обслуживания и ремонта в дочерних обществах ОАО «Газпром» на протяжении ряда лет количество ТПА, требующей ремонта и замены, не превышает 1%.
В настоящее время в рамках совершенствования нормативной базы системы технического обслуживания и ремонта назрела необходимость разработки нормативного документа по расходу паст для постоянного поддержания работоспособности арматуры, а также частоты этих набивок.
Многолетний опыт, накопленный в ОАО «Оргэнергогаз», по диагностике и обслуживанию ТПА на МГ, показывает, что немаловажную, а зачастую и определяющую роль в продлении срока службы арматуры играет монтаж, пуск и наладка арматуры и приводов к ней перед вводом в эксплуатацию на строящихся объектах [2]. На сегодняшний день это стало актуальным в связи с раздельной поставкой арматуры и приводов на строящиеся объекты, а также качеством проведения строительно-монтажных работ.
ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
1. Многолетний опыт эксплуатации запорной арматуры на МГ показывает, что надежное и безопасное ее функционирование в течение всего срока эксплуатации МГ возможно только на основе неукоснительного соблюдения норм системы технического обслуживания и ремонта при нормативных трудозатратах эксплуатационного и сервисного (привлеченного) персонала. 2. Недопущение неустранимой негерметичности по затвору (в противном случае – вырезке крана из газопровода) возможно при его регулярном диагностировании и набивке высоковязкой уплотнительной пасты в уплотнительную систему крана (при допустимых суммарных трудозатратах). 3. Использование высоковязких уплотнительных паст для поддержания герметичности арматуры позволяет существенно увеличить срок безопасного и надежного функционирования этой арматуры. Он может составить 40-50 лет без вырезки ее из газопровода. 4. В процессе набивки крана высоковязкими уплотнительными пастами набивочными устройствами можно осуществлять диагностирование герметичности уплотнения крана и оценить возможность его дальнейшей эксплуатации (по расходу уплотнительной пасты). 5. Опыт применения уплотнительных паст в дочерних обществах ОАО «Газпром» показал, что они в части герметичности практически решили проблему обеспечения работоспособности шаровой запорной арматуры на весь жизненный цикл эксплуатации МГ. Здесь необходимо совместно с ОАО «Оргэнергогаз» доработать СТО Газпром 2-2.3-385-2009 «Порядок проведения технического обслуживания и ремонта трубопроводной арматуры».
Литература:
1. Колотовский А.Н. Эксплуатация запорной арматуры на объектах магистральных газопроводов ОАО «Газпром». Арматуростроение № 2, 2006. 2. Захаров А.В., Сухолитко А.А. Герметичность – основной параметр при оценке технического состояния трубопроводной арматуры. Территория нефтегаз, № 12, 2013. 3. Колотовский А.Н., Топилин А.В. и др. Основные критерии вывода ГРС в капитальный ремонт и техническое обслуживание ТПА на объектах транспорта газа. Газовая промышленность. Спецвыпуск. Надежность и ремонт объектов ГТС, (720/2015), с. 23-26. 4. Лыков О.П. и др. Защитные свойства смазочно-уплотнительных материалов для запорно-регулирующей арматуры газопроводов. Территория нефтегаз № 10, 2006. 5. Трофимов Е.В. и др. Применение уплотнительных паст – необходимый элемент обеспечения длительной технической герметичности ТПА на МГ. Газовая промышленность № 9, 2014. 6. Рекомендации по использованию уплотнительной пасты 131-435 КГУ типы 0-8 ООО «Орггазнефть», Москва. 7. СТО Газпром 2-2.3-385-2009 «Порядок проведения технического обслуживания и ремонта трубопроводной арматуры». 8. Реестр материалов, технические условия которых соответствуют техническим требованиям ОАО «Газпром» при выполнении работ по диагностике и ремонту объектов транспорта газа. Дополнение к реестру от 01.09.2008 по состоянию на 15.03.2011.
