Средний ремонт задвижки № 100 НПС "Самара-2"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки РФ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

Самарский государственный технический университет

Факультет повышения квалификации

Кафедра «Трубопроводный транспорт»

ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА

Дипломный проект

На тему: Средний ремонт задвижки № 100 НПС «Самара-2» 0км. МН «Куйбышев-Лисичанск» участка «Самара-Красноармейск»

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

СамГТУ.ФПК.130501.48.26.02 ПЗ

Дипломник Слугин Д.В.

Руководитель проектирования Орлова Г.М.

доцент, к.п.н.

Самара 20

15 г.

Министерство образования и науки РФ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Факультет повышения квалификации

Кафедра «Трубопроводный транспорт»

ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА

Дипломный проект

На тему Средний ремонт задвижки № 100 НПС «Самара-2» 0км. МН «Куйбышев-Лисичанск» участка «Самара-Красноармейск».

Техническое задание

СамГТУ.ФПК.130501.48.26.01 ТЗ

Принял к исполнению	Руководитель работы
Дипломник_______________________ (подпись) ______________Д.В. Слугин ___________ ( инициалы, фамилия)	_____________доцент_____________ ( должность) ___________________Г.М. Орлова_________ ( подпись, инициалы, фамилия)
«___» ____________________ 2015 г.	«___» ____________________ 2015 г.

Самара 2015 г.

1 Основание для разработки

Протокол заседания кафедры «Трубопроводный Транспорт» № 5 от « » 2015 г.

2 Сроки исполнения

Начало « 10 » 09 2015 г.

Окончание « 12 » 11 2015 г.

3 Цель разработки

Обеспечение эксплуатационной надёжности и безопасной эксплуатации механо-технологического оборудования НПС «Самара-2» МН «Куйбышев-Лисичанск» на 0 км. в результате выполнения среднего ремонта задвижки клиновой Ду 1000 Ру 64 № 100.

4 Требования к разработке

Разработать проект среднего ремонта задвижки № 100 на НПС «Самара-2» 0 км. магистрального нефтепровода «Куйбышев-Лисичанск». Провести соответствующие расчеты (проверочный гидравлический, механический), привести экономическое обоснование проекта, рассмотреть вопросы экологии и охраны труда.

5 Исходные данные и характеристики объекта

НПС «Самара-2» МН «Куйбышев-Лисичанск» 0 км.

Задвижка клиновая с выдвижным шпинделем с концами под приварку

Dy 1000, Py 64, техн. № 100, зав. № б/н

Завод-изготовитель ОАО «Пензтяжпромарматура»

Год изготовления 1978

Транспортируемая рабочая среда нефть

Тип привода ЭПВ-1000

Рабочие параметры:

- давление, МПа - 5,0

- температура рабочей среды,С - от +15 до +45

6 Основные этапы разработки и сроки их выполнения

Общая часть

Строительная часть

Расчет на прочность

Спец. вопрос

Охрана труда

Охрана окружающей среды

Экономическая часть

7 Содержание расчетно-пояснительной записки

1. Титульный лист.

2. Техническое задание (ТЗ).

3. Реферат.

4. Содержание.

5. Введение.

6. Основная часть.

7. Заключение.

8. Библиографический список.

Приложения.

9 Основные источники для разработки

1 ФЗ - 116 «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

2 СНиП 23-01-99 «Строительная климатология».

3 СП 36.13333.2012 «Магистральные трубопроводы (актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85 ? ).

4 ВСН 31 - 81 «Инструкция по производству строительных работ в охранных зонах магистральных трубопроводов».

5 РД - 75.180.00-КТН-159-13 «Вырезка и врезка «катушек», соединительных деталей, заглушек, запорной и регулирующей арматуры. Подключение вновь построенных участков магистральных трубопроводов».

6 РД -75-180.00-КТН-155-14 «Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика расчета объемов и времени освобождения от нефти и нефтепродуктов участков магистральных трубопроводов для проведения плановых работ».

7 РД -75.200.00-КТН-037-13 «Руководство по техническому обслуживанию и ремонту оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций».

8 РД 19.100.00-КТН-001-10 «Неразрушающий контроль сварных соединений».

10 РД-19.100.00-КТН-036-13 «Правила технического диагностирования и освидетельствования механо-технологического оборудования».

Реферат

Пояснительная записка содержит 104 с., 21 рис., 12 табл.; список библиографических источников содержит 21 названия; 5 листов графических материалов формата А1.

МАГИСТРАЛЬНЫЙ ТРУБОПРОВОД, СРЕДНИЙ РЕМОНТ, ОТКАЧКА НЕФТИ, РАСЧЁТ НА ПРОЧНОСТЬ КОРПУСА И КРЫШКИ ЗАДВИЖКИ, ЭКОЛОГИЧНОСТЬ, БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНИДЕЯТЕЛЬНОСТИ

Объектом среднего ремонта является задвижка № 100 НПС «Самара-2» магистрального нефтепровода «Куйбышев-Лисичанск» на 0 км.

Цель работы: средний ремонт клиновой задвижки Ду 1000 Ру 64 «Пензтяжпромарматура» с дефектовкой выемных элементов, заменой штока и гайки, подшипников бугельного узла, прокладки разъема «корпус-крышка», сальниковой набивки с целью обеспечения эксплуатационной надёжности. Выполнен расчет на прочность и оценка остаточного ресурса корпуса и крышки задвижки.

Экологичность проекта обеспечивается путём выполнения плана мероприятий по технике безопасности и охране окружающей среды при проведении всего комплекса работ (подготовительные, основные и заключительные) при среднем ремонте задвижки.

Экономическим расчётом показана эффективность проведения финансово-экономической оценки возможности экономии средств предприятия в результате снижения аварийности участка МН.

Содержание

Введение

1. Описательная часть

1.1 Обоснование необходимости проведения ремонтных работ

1.2 Краткая характеристика объекта среднего ремонта

1.2.1 Краткая характеристика МН "Куйбышев-Лисичанск"

1.2.2 Краткая характеристика ремонтируемого объекта

1.3 Краткая характеристика района ремонтных работ

1.3.1 Географическое положение

1.3.2 Климатические условия

1.3.3 Гидрогеологическая характеристика и рельеф

1.4 Основные проектные решения

2. Строительная часть

2.1 Подготовительные работы

2.1.1 Оформление необходимой разрешительной документации

2.1.2 Проведение инструктажа с работниками

2.1.3 Организации устойчивой связи на месте производства работ

2.1.6 Выполнение мероприятий по расстановке и обеспечению безопасного передвижения техники. Подготовка площадки для производства ремонтных работ

2.1.7 Земляные работы по вскрытию нефтепровода и разработка котлована

2.1.9 Проведение гидроиспытаний собранной обвязки откачивающих средств

2.1.10 Оборудование места производства работ первичными средствами пожаротушения

2.1.11 Мероприятия по отводу протечек от места производства работ

2.1.12 Организация жилого городка

2.1.13 Промывка линейных задвижек

2.2 Основные работы

2.2.1 Остановка участка МН и технологические переключения

2.2.2 Проверка на герметичность задвижек

2.2.3 Откачка нефти из отсеченного участка МН

2.2.4 Средний ремонт задвижки №100

2.2.5 Дефектоскопический контроль

2.2.6 Заполнение нефтью опорожненного участка нефтепровода

2.2.7 Испытательные операции задвижки №100

2.2.8 Вывод участка нефтепровода на установленный режим

3. Техническое диагностирование запорной арматуры

3.1 Техническое диагностирование запорной арматуры при СР

3.2 Техническое диагностирование запорной арматуры при эксплуатации

3.3 Порядок проведения работ по техническому диагностированию

4. Расчетная часть

4.1 Расчет на прочность

4.1.1 Расчет на прочность корпуса задвижки

4.1.2 Расчет на прочность крышки задвижки

4.2 Расчет остаточного ресурса задвижки

5. Мероприятия по обеспечению охраны труда и промышленной безопасности

5.1 Общие требования безопасности

5.2 Передвижение техники в охранной зоне МН (работы повышенной опасности)

5.4 Обвязка подпорного насоса со сбросными линиями. Гидроиспытание водой обвязки (работы повышенной опасности)

5.5 Откачка нефти из отсеченного участка трубопровода (газоопасные работы)

5.7 Средний ремонт запорной арматуры (комплекс газоопасных работ с применением ГПМ)

6. Охрана окружающей среды

6.1 Экологический мониторинг

6.2 Охрана атмосферного воздуха от загрязнения

6.2.1 Характеристика источников загрязнения атмосферы

6.3 Охрана поверхностных и подземных вод от загрязнения

6.3.1 Воздействие на водную среду в период ремонта

6.3.2 Водопотребление и водоотведение

6.3.3 Мероприятия по снижению воздействия на водную среду

6.4 Воздействие на земляные ресурсы

6.4.1 Рекультивация земель

6.5 Охрана окружающей среды при складировании (утилизации) отходов промышленного производства

6.5.1 Виды и объемы образующихся отходов. Мероприятия по снижению воздействия

6.5.2 Основные требования к местам и способам временного хранения отдельных видов отходов

6.6 Охрана растительного и животного мира

6.6.1 Воздействие на растительность

6.6.2 Воздействие на животный мир

6.7 Плата за негативное воздействие на окружающую среду

Заключение

Список использованных источников

Приложения

ремонтный климатический нефтепровод

Введение

Трубопроводный транспорт России имеет более чем вековую историю. У истоков создания трубопроводного транспорта был Д.И. Менделеев, считавший, что только строительство трубопроводов обеспечит надежную основу развития нефтяной промышленности и выведет российскую нефть на мировой рынок.

Магистральный трубопроводный транспорт является важнейшей составляющей топливно-энергетического комплекса России. В стране создана разветвленная сеть магистральных нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и газопроводов, которые проходят по территории большинства субъектов Российской Федерации.

Одной из основных организаций по транспортированию нефти и нефтепродуктов является ОАО АК «Транснефть». Ее дочерние общества располагают крупнейшей в мире системой магистральных нефтепроводов, одной из которых является АО «Транснефть - Приволга».

Одно из основных направлений технической политики АО «Транснефть - Приволга» является обеспечение надежности механо-технологического оборудования магистральных трубопроводов как на этапе их проектирования, так и в процессе эксплуатации.

Обеспечение надежности состоит в проведении эффективных предупреждающих мероприятий, заключающихся в своевременном техническом обслуживании и планово-предупредительном ремонте механо-технологического оборудования с целью поддержания его в работоспособном состоянии. В связи, с чем и проводится средний ремонт.

Средний ремонт запорной арматуры подразумевает собой разборку задвижки без демонтажа с трубопровода, дефектовку и замену ее выемных элементов, а также проведение работ по техническому диагностированию при выполнении ремонта с целью восстановления ее работоспособности для обеспечения эксплуатационной надёжности участка магистрального трубопровода.

Магистральный нефтепровод «Куйбышев-Лисичанск» введен в эксплуатацию в 1978 году. Задвижка № 100 входит в состав механо-технологического оборудования НПС «Самара-2» .

В выпускной квалификационной работе рассматривается технология проведения среднего ремонта клиновой задвижки Ду1000 Ру 64 «Пензтяжпромарматура», что подтверж-дает актуальность выбранной темы.

1. Описательная часть

1.1 Обоснование необходимости проведения ремонтных работ

Задвижка № 100 НПС «Самара-2» МН «Куйбышев-Лисичанск» 0 км. введена в эксплуатацию в 1978 году. Последний ремонт запорной арматуре был проведен в 2001 году. В соответствии с п.7.3.1.1 РД-75.200.00-КТН-037-13 «Руководство по техническому обслуживанию и ремонту оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций» периодичность проведения среднего ремонта клиновой запорной арматуры ДУ ? 300 мм. составляет 1 раз в 15 лет. В связи с чем, в 2016 году необходимо выполнить средний ремонт задвижке № 100 без демонтажа с трубопровода с целью поддержания механо-технологического оборудования в работоспособном состоянии и обеспечения безаварийной эксплуатации участка нефтепровода «Самара-Красноармейск».

1.2 Краткая характеристика объекта среднего ремонта

1.2.1 Краткая характеристика магистрального нефтепровода «Куйбышев-Лисичанск» участка «Самара-Красноармейск»

Магистральный нефтепровод «Куйбышев-Лисичанск» является одним из нефтепроводов в системе трубопроводов АК «Транснефть». Пропускная способность нефтепровода - 70 млн. тонн. в год. Магистральный нефтепровод «Куйбышев-Лисичанск» диаметром 1220 мм. и общей протяженностью 924 км. включает в себя линейную часть, нефтеперекачивающие станции, резервуарные парки. Существующий магистральный нефтепровод введен в эксплуатацию в 1978 году. Рабочее проектное давление на участке «Самара-Красноармейск» - 3,6 МПа.

1.2.2 Краткая характеристика ремонтируемого объекта НПС «Самара-2» МН «Куйбышев-Лисичанск» 0 км

Задвижка клиновая с выдвижным шпинделем с концами под приварку

Dy 1000, Py 64, техн. № 100, зав. № б/н

Завод-изготовитель ОАО «Пензтяжпромарматура»

Год изготовления 1978

Транспортируемая рабочая среда нефть

Тип привода ЭПВ-1000

Рабочие параметры:

- давление, МПа - 5,0

- температура рабочей среды,С - от +15 до +45

1.3 Краткая характеристика района ремонтных работ

1.3.1 Географическое положение

Задвижка № 100 установлена на 0 км. МН «Куйбышев-Лисичанск» и расположена на территории НПС «Самара-2» Кинельского административного района Самарской области в ~30 км юго-восточнее г. Самара на территории НПС «Самара - 2». Площадка станции расположена примерно в 3,0км юго - восточнее с. Просвет, в 3,8 км севернее с. Домашкины Вершины, в 6,0км северо-западнее с. Пахарь. В 0,8 км юго - западнее участка работ проходит автомобильная дорога Самара - Нефтегорск.

1.3.2 Климатические условия

Климат Самарской области резко континентальный. Зима холодная, продолжительная, малоснежная с сильными ветрами и буранами. Лето жаркое, сухое, с большим количеством ясных, малооблачных дней. Осень продолжительная, весна короткая, бурная. Весь год наблюдается недостаточность и неустойчивость атмосферных осадков, сухость воздуха, интенсивность процессов испарения.

Средняя температура января от -13°C на западе до -14°C на востоке, июля - от 20°C на севере-западе до 22°C на юго-востоке.

Годовая сумма выпадающих осадков распределяется неравномерно и изменяется в пределах от 360 мм на юго-востоке области до 582 мм на северо-востоке. Наибольшая толщина снегового покрова наблюдается в северо-восточных районах, где она достигает 40 см, на юге и юго-востоке не превышает 20 - 25 см. Средняя годовая температура воздуха колеблется в пределах от 3,0°С на севере области до 4,6°С на юге и западе.

Продолжительность безморозного периода в разные годы составляет 122 - 128 дней. Наиболее низкая относительная влажность воздуха наблюдается в мае-июне (53-57%), максимальная - в зимний период (84-87%). Средняя годовая относительная влажность воздуха находится в пределах 71-75%.

Территория НПС «Самара-2» представляет собой комплекс отдельно стоящих одноэтажных производственных помещений, в которых размещено основное и вспомогательное оборудование для транспортирования нефти по магистральным нефтепроводам. На открытой площадке расположен резервуарный парк, который обеспечивает прием нефти и ее хранение.

Территории производственных площадок незатопляемые.

Землетрясения, сели, лавины для местности расположения объектов магистральных нефтепроводов не характерны.

1.3.3 Гидрогеологическая характеристика и рельеф

В геологическом строении участка работ принимают участие верхнечетвертичные делювиальные (dQIII) отложения (водораздельного склона долины р. Б. Кинель, перекрытые насыпными грунтами (tQIV).

Верхнечетвертичные делювиальные отложения (dQIII) слагают подножие склона водораздела долины р. Б. Кинель и представлены коричневыми и темно - коричневыми глинами, тугопластичнойконсистенции, слабоизвестковистыми и известковистыми, с включениями до 10- 15% дресвы, реже щебня карбонатных пород.

Верхнечетвертичный делювий вскрыт буровыми скважинами на глубине 1,6 - 1,9 м. Вскрытая мощность отложений составила 3,1 - 3,9 м.

Современные техногенные (насыпные) грунты представлены преимущественно полутвердыми и твердыми суглинками и глинами с включением до 10 - 20% щебня и дресвы. Мощность насыпных грунтов составляет 1,60 - 1,70 м. Образование насыпных грунтов связано с земляными работами при строительстве нефтепровода. Подземные воды буровыми скважинами 5,0 м на период изысканий не вскрыты. По результатам полевых и лабораторных исследований при расчленении геологического разреза и оценке условий строительства на участке замены задвижки выделено 2 инженерно - геологических элемента:

ИГЭ - 1- Насыпной грунт - (tQIV),

ИГЭ - 2- Глины тугопластичные - (dQIII).

ИГЭ -1 представлен насыпными грунтами - полутвердыми и твердыми суглинками и глинами с включением до 10 - 20% щебня и дресвы, мощность которых составляет 1,6 - 1,9%.

1.4 Основные проектные решения

В рамках среднего ремонта задвижки № 100 НПС «Самара-2» МН «Куйбышев-Лисичанск» на 0 км. выполняются следующие мероприятия:

- остановка технологического участка «Самара-Красноармейск»;

- откачка нефти из отключенного участка в РВСПК № 5;

- выполнение ремонтных работ на задвижке № 100 с разборкой и дефектацией выемных элементов; в случае неудовлетворительного технического состояния заменить:

- шток с гайкой к задвижке Ду1000 Ру 64;

- подшипник бугельного узла (8240).

Произвести замену :

- уплотнения по разъему корпус-крышка (кольцо РТИ сеч.Ш16мм);

- набивки из ТРГ для сальникового уплотнения (графлекс Н1100 сечением 20х20мм.);

- консистентную смазку (литол-24 ГОСТ 21150-87);

После завершения ремонтных работ необходимо:

- выполнить заполнение опорожненного участка нефтепровода;

- провести испытательные операции задвижки № 100 (проверка на герметичность к внешней среде, проверка на герметичность затвора);

- вывод технологического участка «Самара-Красноармейск» МН «Куйбышев-Лисичанск» на установленный режим.

2. Строительная часть

Работы по среднему ремонту задвижки включают в себя 2 этапа: подготовительные работы и основные работы.

2.1 Подготовительные работы

Подготовительные работы включают:

- оформление необходимой разрешительной документации и выдачу нарядов-допусков;

- проведение инструктажа с работниками;

- организацию устойчивой связи на месте производства работ;

- определение на месте производства работ оси пролегания нефтепровода и других коммуникаций;

- строительство временных переездов;

- выполнение мероприятий по расстановке и обеспечению безопасного передвижения техники, подготовку площадки для производства ремонтных работ;

- земляные работы по вскрытию нефтепровода и разработке котлована;

- врезку вантузов в нефтепровод;

- проведение гидроиспытаний собранной обвязки откачивающих средств;

- оборудование места производства работ первичными средствами пожаротушения;

- мероприятия по отводу протечек от места производства работ;

- организацию жилого городка;

- промывку линейных задвижек.

2.1.1 Оформление необходимой разрешительной документации

Подготовить приказ по Самарскому РНУ о назначении ответственных лиц при производстве подготовительных и основных работ по среднему ремонту задвижки № 100 Dу1000 Pу 64 "Пензтяжпромарматура" НПС «Самара-2» на 0 км. участка нефтепровода «Самара-Красноармейск».

Оформить необходимую разрешительную документацию для производства подготовительных и основных работ:

- разрешение АО «Транснефть-Приволга» на производство работ по среднему ремонту задвижки № 100 на 0 км. НПС «Самара-2» на 0 км. участка нефтепровода «Самара-Красноармейск»;

- акт готовности и передачи объекта для производства работ;

- разрешение на производство работ в охранной зоне нефтепровода;

- ордер на право производства работ в охранной зоне инженерных коммуникаций;

- схему организации связи с местом производства работ.

Оформить необходимые наряды-допуски для выполнения подготовительных и основных работ, согласно ОР-03.100.30-КТН-150-11 «Порядок организации огневых, газоопасных и других работ повышенной опасности на взрывопожароопасных и пожароопасных объектах организаций системы «Транснефть» и оформления нарядов-допусков на их подготовку и проведение».

2.1.2 Проведение инструктажа с работниками

Ответственные за проведение работ по нарядам-допускам, должны пройти проверку знаний правил и норм безопасности труда в комиссии филиала с участием представителя Ростехнадзора России и выдачей протокола.

Для организации безопасного проведения работ всем работникам перед началом подготовительных и основных работ должны быть выданы наряды-допуски на конкретные виды работ, к которым они привлекаются и проведен целевой инструктаж.

В зависимости от выполняемых функций, персонал ремонтных бригад должен пройти обучение на курсах целевого назначения и иметь при себе соответствующие удостоверения.

Необходимо обеспечить постоянное присутствие на месте проведения ремонтных работ лиц, ответственных за контроль и безопасное производство работ. При отсутствии лиц, ответственных за контроль и безопасное производство работ - работы должны быть остановлены, а работники выведены за пределы опасной зоны.

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

2.1.3 Организация устойчивой связи на месте производства работ

Ответственный за производство работ, прибывает на место до начала работ, по прибытии бригады связи на место обязан:

- указать на местности место расположения средств связи (палатка, вагончик, навес, транспортное средство и т.п.) на расстоянии не менее 100 метров с наветренной стороны от места производства работ;

- оказать помощь по развертыванию средств связи (при необходимости);

- провести инструктаж работникам связи с занесением в журнал инструкций;

- определить круг лиц, которым разрешен доступ к использованию средств связи;

- оказывать услуги жизнеобеспечения членам бригады связи наравне со всеми работниками (питание, отдых, медпомощь).

2.1.4 Выполнение мероприятий по расстановке и обеспечению безопасного передвижения техники. Подготовка площадки для производства ремонтных работ

Для организации безопасного передвижения и расстановки техники в охранной зоне МН «Куйбышев-Лисичанск» необходимо выполнить следующие мероприятия:

- движение и транспортировку грузоподъемных машин и строительной техники в охранной зоне МН выполнять по нарядам-допускам, в соответствии с приложением к наряду-допуску «Схема передвижения техники»;

- определить опасную зону производства работ, границы которой обозначить пре-дупреждающими знаками;

- движение техники в охранной зоне МН осуществлять согласно наряда-допуска;

- складирование материалов, стоянка техники, не используемой при работах, распола-гать не ближе 100 м с наветренной стороны;

- работа подъемно-транспортных машин и землеройной техники в охранной зоне при выполнении плановых работ проводить в соответствии с требованием "Правил безопасности опасных производственных объектов, на которых используются подъемные сооружения";

перед выпуском транспортных средств на место производства работ и во время производства работ водители и машинисты должны пройти предварительный медицинский контроль.

2.1.5 Земляные работы по вскрытию нефтепровода и разработка котлована

Разработка котлована должна предусматриваться экскаватором.

Для предотвращения повреждения нефтепровода ковшом экскаватора:

- минимальное расстояние между образующей нефтепровода и ковшом экскаватора должно быть не менее 0,2 м; разработку оставшегося грунта следует проводить вручную, не допуская ударов по трубе;

До начала земляных работ необходимо определить наличие на участке работ приварных соединений и пересечений МН с коммуникациями, которые должны быть предварительно обозначены, а затем вскрыты вручную.

При врезке вантуза ширина котлована определяется из условия монтажа на нефтепроводе муфтового тройника, задвижки и размещения в котловане устройства холодной врезки.

Размеры котлована для врезки вантузов должны обеспечивать проведение работ по врезке деталей:

Длина котлована L определяется по формуле:

L = + 2, (3.1)

где длина муфтового тройника м, но не менее диаметра нефтепровода, при этом расстояние от конца муфтового тройника до прилегающей торцевой стенки котлована должно быть не менее 1 м.

L = 1,2 + 2=3,2 м.

Ширина котлована определяется из условия обеспечения расстояния между трубой и стенками котлована по дну не менее 1 м, по верху не менее 1,5 м.

Схема ремонтного котлована.



Рисунок 3.1 Схема ремонтного котлована

2.1.6 Проведение гидроиспытаний собранной обвязки откачивающих средств

После выполнения трубопроводной обвязки ЦНС 150-50 производится

гидроиспытание приемной линии.

Приемная линия (включая обвязку подпорного насоса) должна быть предварительно испытана: (1-й этап) на давление максимально допустимое на входе подпорного насоса (Рисп=0,6 МПа). После чего перекрывается секущей запорной арматурой и производится (2-й этап) испытание обвязки на давление 1,25 по формуле:

Рисп=1,25*Рстат, (3.2)

где Рисп - испытательное давление, МПа;

Рстат - максимально статическое давление на месте откачки после остановки нефте- провода, но не менее 0,6 МПа.

Рисп=1,25*0,6=0,75 МПа.

Время выдержки нефтепроводной обвязки под испытательным давлением не менее 1 часа.

Далее производится гидроиспытание выкидной линии. Выкидная линия должна быть испытана на давление 6,3 МПа для нефтепроводов с рабочим давлением до 6,3 МПа включительно, и на давление 10,0 МПа - для нефтепроводов с рабочим давлением до 10,0 МПа включительно. В нашем случае Рисп=6,3 МПа. Время выдержки нефтепроводной обвязки под испытательным давлением не менее 1 часа.

Запрещается проведение гидроиспытаний нефтепроводной обвязки статическим (рабочим) давлением нефти.

Площадка, на которой устанавливаются гидроиспытываемые линии, включая трубопроводную обвязку насосных агрегатов, должна быть ограждена. Работники, не занятые при производстве работ по гидроиспытанию обвязок, должны быть удалены за пределы огражденной территории на безопасное расстояние, не менее чем на 100 м. Нахождение рабочих, не занятых обслуживанием насосных агрегатов, на месте работ не допускается.

При обнаружении негерметичности элементов нефтепроводной обвязки течь в соединительных узлах должна быть устранена и произведено повторное гидроиспытание.

После проведения гидроиспытаний, испытательная жидкость должна дренироваться из внутренней полости нефтепроводной обвязки основных и подпорных насосных агрегатов в специально подготовленные емкости и откачиваться с использованием вакуумных нефтесборщиков.

Насосы заземляются штатными заземлителями и заземляющими проводниками.

Для контроля давления устанавливаются манометры с классом точности не ниже 1 на узлах ближайшей линейной запорной арматуры в откачиваемом нефтепроводе и на нефтепроводе в месте закачки нефти.

Прокладываются питающие кабели от щитов генераторов к электродвигателям подпорных насосных агрегатов, и выполняется соединение их через взрывозащищенные разъемы.

Кабели укладываются на инвентарные подставки высотой над уровнем земли 1 м и расстоянием между подставками 5 м, в ночное время кабельная линия по всей длине должна быть освещена.

О прохождении кабеля проводится инструктаж с работниками, занятыми производством работ.

Выставляется противопожарный пост, из расчета на 1…3 насосных агрегата ПНУ - 1 пожарный автомобиль, на 4…7 насосных агрегата - 2 пожарных автомобиля, в нашем случае один пожарный автомобиль.

До пуска в работу насосных агрегатов нефтепроводная обвязка заполняется статическим давлением нефти через вантуз на раскачиваемом нефтепроводе, осуществляя выпуск воздуха через вентиль манометра обвязки обратного затвора.

2.1.7 Оборудование места производства работ первичными средствами пожаротушения

Оборудовать место производства работ первичными средствами пожаротушения:

1) огнетушители порошковые ОП-9(10) - 10 шт. или один огнетушитель ОП-70(100), или два огнетушителя ОП-35(50);

2) кошма или противопожарное полотно размером 2,0х2,0 м - 2 шт. или 1,5х2,0 м - 3 шт.;

3) два ведра, две лопаты, один топор, один лом;

4) пожарный автомобиль с боевым расчетом.

2.1.8 Мероприятия по отводу протечек от места производства работ

В случае негерметичности задвижек, для предотвращения попадания нефти к месту производства работ предусмотреть места отвода протечек с постоянным контролем за уровнем нефти в трубопроводе. При величине протечек более 10 л/мин. произвести врезку вантуза (при величине протечек менее 10л/мин. просверлить отверстия диаметром 12 мм.) в низшей точке профиля между негерметичной задвижкой и местом производства работ, но не ближе 100м.

Для сверления технологических отверстий запрещается использовать электродрели. Использовать только ручные дрели заводского изготовления или пневмодрели. Применение электродрелей ЗАПРЕЩАЕТСЯ!

В просверленные отверстия на верхней образующей трубы установить маркеры-флажки на алюминиевом стержне для контроля уровня нефти в трубопроводе из искробезопасного материала и последующего контроля за заваркой отверстий.

С учетом поступающей нефти определить порядок откачки нефти (откачка нефти во временную ёмкость насосным агрегатом).

2.1.9 Организация жилого городка

Для производства работ по среднему ремонту задвижки № 100 оборудовать жилой полевой городок, представленный на рисунке 3. Состав жилого городка: передвижные вагон - домики ЦРС. Количество мест для отдыха должно соответствовать числу привлекаемого персонала с учетом инженеров СОТ и ОПБ.

Ответственный за охрану труда и пожарную безопасность в жилом городке - ответственное лицо от ЦРС, УРН МТО БПО.

Полевой городок расположить за территорией НПС «Самара-2.

До начала основных работ к месту их производства должно быть доставлено необходимое количество жилых вагон-домиков и передвижная энергоустановка. Жилые комнаты вагон - домиков обеспечить мебелью, умывальником, инвентарем и постельными принадлежностями. Для хранения рабочей одежды вагон - домики оборудовать специальными отсеками. Все вагон-домики должны иметь электроосвещение, заземление, у входа в них оставляется дежурное освещение.

На территории полевого городка в специально отведенном месте не ближе 20 м от вагон - домиков, должна быть устроена уборная, дорожка к которой в ночное время должна быть освещена.

В полевом городке должно быть организовано трехразовое горячее питание. Ответственный за обеспечение питанием персонала - начальник ССР Самарского РНУ. Обеспечить соответствие питьевой воды в полевом городке гигиеническим требованиям СанПиН. В полевом городке предусмотреть возможность сушки спецодежды и спецобуви. Каждый вагон-домик должен быть обеспечен аптечкой с полным набором медикаментов в соответствии с описью. В вагон-домиках должна поддерживаться температура не ниже плюс 18 °С. Подключение вагон - домиков к электрической сети выполняется в соответствии с Правилами устройств электроустановок (ПУЭ).

Электрическое отопление должно работать в автоматическом режиме. Проверка сопротивления изоляции проводки проводится при подключении вагон - домика к сети, при этом величина сопротивления изоляции должна быть не менее 0,5 МОм. Вагон-домик, корпуса щитков управления электронагревателей и водонагревателей подлежат заземлению инвентарным (к вагон-домику) заземлением. Глубина заземления должна быть не менее 1 м. Все проживающие в вагон домиках обязаны ознакомиться с инструкцией о мерах пожарной безопасности, которая вывешивается в каждом вагоне на видном месте. На территории полевого городка должно быть выделено место для курения, согласованное с лицом, ответственным за пожарную безопасность городка, обозначенное табличкой с надписью “Место для курения” и оборудованное емкостью с водой.

Каждый вагон-домик должен быть укомплектован первичными средствами пожаротушения согласно нормам.

Обеспечить сбор несжигаемого мусора в полиэтиленовые мешки с последующим вывозом и утилизацией.

После проведения плановых работ обеспечить уборку места размещения полевых городков от бытового мусора.

2.1.10 Порядок промывки задвижки № 100 на НПС «Самара-2» МН «Куйбышев-Лисичанск»

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.

Обеспечение расчетного режима работы нефтепровода, при котором после прикрытия затвора промываемой задвижки на 65-75% скорость нефти будет не менее 1,5 м/с, при этом давление на выкиде предыдущей насосной станции (Р1) 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.

2.2 Основные работы

В состав основных операций по замене задвижки № 100- входят:

- разработка временного котлована (земляные работы);

- опорожнение участка нефтепровода от продукта перекачки в объеме 510 м3;

- вырезка существующей задвижки безогневой резкой;

- демонтаж существующей задвижки, ее погрузка и вывоз автотранспортом на площадку складирования;

- герметизация внутренней полости нефтепровода путем установки глиняных тампонов в количестве 2 шт.

- гидравлическое испытание узла задвижки с приваренными катушками проведены до начала работ в условиях ЦРС Самарского РНУ на прочность и герметичность;

- размагничивание торцов труб;

- монтаж новой клиновой задвижки DN 1000, РN 64 с электроприводом;

- стыковка задвижки с существующим трубопроводом;

- сварка стыков;

- контроль сварных стыков визуально-измерительным методом, радиографическим методом, ультразвуковым методом;

- заварка технологических отверстий;

- нанесение изоляции на трубопровод;

- контроль изоляции;

- подключение отремонтированного участка, испытание и возобновление перекачки;

- засыпка отремонтированного участка нефтепровода;

- техническая рекультивация плодородного слоя почвы.

2.2.1 Остановка участка МН и технологические переключения

Остановка перекачки нефти на участке «Никольское-Унеча-2» магистрального нефтепровода «Куйбышев-Лисичанск» диаметром 1220 мм осуществляется путем остановки насосных агрегатов на НПС в порядке и последовательности, определенных в инструкции о порядке пуска и остановки нефтепроводов, утвержденной главным инженером. Остановка перекачки нефти по трубопроводу и процедура отключения ремонтируемого участка проводится под руководством диспетчера.

Остановка перекачки нефти по трубопроводу для выполнения ремонтных работ проводится на основании разрешения на остановку нефтепровода.

Остановка перекачки нефти по трубопроводу должна проводиться после завершения подготовительных мероприятий перед началом ремонтных работ, и осуществляется диспетчерской службой.

По согласованию с диспетчером РДП произвести технологические переключения:

1) задвижки № 82 на входе МНС, № 86-93 (МНА № 1-4), № 94-99 (КРД), № 101-103 (КПСОД) - закрыть и обесточить;

2) задвижку № 100 - открыть.

Задвижки № 82 на входе МНС, № 86-93 (МНА № 1-4), № 94-99 (КРД), № 101-103 (КПСОД) дотянуть, демонтировать штурвалы ручных дублёров, отключить электропитание, проверить отсутствие напряжения на отключенных концах питающих кабелей электроприводов.

Вывесить плакаты «ЗАЗЕМЛЕНО». Сделать запись в оперативном журнале, журнале учета работ по нарядам - допускам и распоряжениям, снять или механически заблокировать штурвалы, вывесить запрещающие плакаты «НЕ ВКЛЮЧАТЬ, РАБОТАЮТ ЛЮДИ!».

Ответственным за закрытие и обесточивание запорной арматуры сообщить диспетчеру РДП и оператору НППС о выполнении работ с перечислением номеров всех фактически отключенных задвижек, положении задвижек. Оператору НППС представить письменное сообщение диспетчеру РДП о выполненных технологических переключениях, положении задвижек (открыто, закрыто) и обесточивании задвижек, оборудования с указанием их номеров и времени отключения.

После проведения работ по отключению концов питающих кабелей электроприводов на магнитных пускателях, с созданием видимого разрыва выполнить проверку наличия видимого разрыва электрических цепей на линейных задвижках, отсекающих участок нефтепровода, на котором производятся работы.

2.2.2 Проверка на герметичность 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 параллельный нефтепровод. Для контроля герметичности затвора создается перепад давления в диапазоне от 0,1 до 0,2 МПа при избыточном давлении не менее 0,4 МПа. Изменение давления на отсеченном участке нефтепровода контролируется по показаниям манометров (не ниже класса точности 1 с ценой деления не более 0,05 МПа) не менее 30 мин.

Контроль герметичности затвора арматуры проводится с применением акустических приборов (акустико-эмиссионные течеискатели).

Изменение давления (за 30 мин на 0,1 МПа и более), фиксирование шума протечек нефти через затвор с применением акустических приборов (течеискателей), установкой датчика на корпус запорной арматуры, свидетельствуют о негерметичности затвора проверяемой задвижки.

При выявлении негерметичности затвора проверяемой задвижки необходимо выполнить повторную промывку задвижки в порядке, определенном п.3.1.13. В случае отрицательного результата ОСТ разрабатывает мероприятия по восстановлению герметичности задвижки (проведение среднего ремонта, замена). Работы по восстановлению герметичности задвижки необходимо совместить с последующей плановой остановкой нефтепровода. Результаты контроля герметичности затвора запорной арматуры оформляются актом установленной формы, вносится учётная запись в паспорт (формуляр) запорной арматуры в соответствии с требованиями РД-75.00.00-КТН-037-13.

2.2.3 Откачка нефти из отсеченного участка МН

Откачку нефти произвести ЦНС - 1 шт. в РВСПК-50000м3 №5 из существующего вантуза В-11 перед зад. № 96 (КРД) в существующий вантуз В-13 . При необходимости выполнить дооткачку АКН-10. Объем откачиваемой нефти - 510 м3. Объем нефти, который подлежит откачке для освобождения трубопровода в месте производства работ, определяют следующим образом:

- определяется протяженность участка нефтепровода L между отсекающими задвижками или перевальными точками до и после места производства работ, исключая участки обратных склонов, откуда приток нефти к месту откачки исключен;

- определяется сечение нефтепровода S;

- рассчитывается объем откачиваемой нефти: V=L*S:

В нашем случае: V=510 м3

Насос подпорный - тип ЦНС 150-50; подача номинальная 150 м3/ч; напор номинальный, 50 м; максимальная высота всасывания, 0,5-8,5м.

Для впуска воздуха используются вентили манометрических сборок на фильтрах-грязеуловителях ЗУ-16 и воздушнике В-259 (СППК) с установленными на них газоотводящими шлангами и безнапорными емкостями для подачи воздуха

Рис. 4 Схема расстановки и обвязки откачивающих средств



1 - магистральный нефтепровод; 2 - вантуз; 3 - тройник ПМТ; 4 - отвод 90; 5 - рукав всасывающий; 6 - фланцевое соединение; 7 - сварное соединение; 8 - замок ПМТ; 9 - горизонтальные опоры, поддерживающие обвязку ВТП; 10 - приставная лестница; 11 - задвижка клиновая с патрубками ПМТ

2.2.4 Средний ремонт задвижки № 100

В соответствии с требованиями РД-75.200.00-КТН-037-13 : «для проведения разборки и сборки запорной арматуры специалистами БПО разрабатывается технологическая карта с указанием последовательности проведения операций, необходимого инструмента и приспособлений».

Технологическая карта должна быть разработана с учетом требований руководства по эксплуатации завода-изготовителя и утверждена главным инженером Самарского РНУ. Конструкция, основные детали и узлы ремонтируемой задвижки представлены на рисунке 7.

Перед выполнением среднего ремонта необходимо провести проверку наличия избыточного давления или вакуума, уровня нефти у задвижки № 100 через отборы давления. Начало работ по контролю давления у задвижки начинать после завершения откачки нефти из отсеченного участка и значении давления 0 кгс/см2.

Перед средним ремонтом запорной арматуры мастер должен:

- ознакомить ремонтный персонал с документацией на данный тип оборудования и спецификой предстоящего ремонта;

- проверить наличие сертификатов, паспортов и подготовить к транспортировке комплектующие, расходные материалы и инструмент согласно вышеуказанному перечню.

При разборке и последующей сборке задвижки необходимо:

- соблюдать имеющуюся заводскую маркировку взаимного положения деталей;

- менять детали местами запрещается;

- при необходимости следует помечать две стороны симметричных деталей;

- предохранять уплотнительные, направляющие и сопрягаемые поверхности и резьбы от повреждений;

- не допускать попадания грязи и посторонних предметов во внутренние полости задвижки;

- уплотнительные кольца, бывшие в употреблении, повторному использованию не подлежат;

- категорически запрещается наносить метки на посадочных, уплотняющих и стыковых поверхностях.

Перед проведением и во время среднего ремонта производится диагностическое обследование запорной арматуры в объеме и 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. Запорная арматура с классом герметичности, заложенным в конструкцию заводом изготовителем (указан в паспорте завода-изготовителя), ниже «А» по ГОСТ Р 54808-2011 не подлежит капитальному ремонту и в ремонт не направляется.



Рис. 7 Клиновая задвижка ОАО «Пензтяжпромарматура» Ду1000 Ру 64.

(Конструкция, основные узлы и детали)

После выполнения всех необходимых подготовительных операций приступаем к выполнению основных работ по среднему ремонту задвижки № 100.

1. Подготовка рабочего места:

- через просверленные технологические отверстия убедиться в отсутствии нефти на отсеченном участке;

- корпус задвижки и соответствующие технологические коммуникации очистить от грязи, нефти, масла;

- освободить рабочее место от посторонних предметов, для укладки демонтируемых узлов и деталей;

- убедиться в комплектности и исправности стрелового крана;

- убедиться в комплектности и исправности пожарного автомобиля;

- расставить технику, комплектующие, поддоны для демонтируемых узлов, подставку под крышку задвижки согласно рисунку 2;

- место проведения работ оградить сигнальной лентой;

- перевести задвижку в промежуточное положение - 50 % «открыто»;

- отключить силовые, контрольные кабели и заземление от электропривода и заизолировать их;

- отсоединить и убрать в сторону шину заземления;

- демонтировать площадку обслуживания задвижки;

- обеспечить доступ к главному разъему корпус-крышка ремонтируемой задвижки;

- всем работникам, участвующим в производстве работ провести вводный инструктаж, первичный инструктаж на рабочем месте, инструктаж по пожарной безопасности с записью в журналах регистрации инструктажей;

- оформить наряд-допуск на проведение ремонтных работ, провести целевой инструк-таж по безопасному проведению работ;

- место проведения работ подготовить согласно мер безопасности перед и при проведении работ, отраженных в наряде - допуске;

- вывести задвижку в ремонт с записью в «Журнале вывода в ремонт основного и вспомогательного технологического оборудования»;

- комплект документации на задвижку, результаты технического диагностирования передать ответственному за проведение ремонтных работ;

- перед началом работ и в процессе ремонта замерять уровень загазованности с периодичностью не реже одного раза в час.

2. Демонтаж электропривода:

- демонтировать защитный колпак штока поз.1 (рисунок 8);

- при помощи рожковых, накидных ключей S=46 мм открутить гайки со шпилек крепления электропривода поз.4, снять шайбы;

- застропить электропривод согласно схеме строповки на рисунке 19;

- при помощи автокрана демонтировать электропривод, уложить на поддон.

Инструмент и принадлежности:

- ключ рожковый, ключ накидной S=46 мм.;

- слесарно-монтажный инструмент;

- поддон; автокран;

- строп УСК-1,0/1500 - 1шт., либо строп текстильный петлевой СТП-2,0/3000 - 2шт.

Рис. 8 Клиновая задвижка ОАО «Пензтяжпромарматура» Ду1000 Ру64.

(Последовательность операций при выполнении среднего ремонта запорной арматуры)

Рис. 9 Схема строповки электропривода

Внимание! Строповка за маховик, а также в сборе с колонной и с проставкой запрещена.

Диаметр закладных штырей при строповке УСК1 не менее 16 мм

Обозначение	Масса, кг	Обозначение строп
Эл/привод ЭПЦ-10000	180	Строп УСК1-1,0/1500 (Строп канатный одноветвевой, грузоподъемностью 1 т, длиной 1,5 м) - 1 шт.

3. Демонтаж узла «стойка-крышка-шток-клин»:

- накидным ударным ключом S=80 мм открутить гайки со шпилек фланцевого соединения «корпус-крышка» задвижки (рисунок 8);

- застропить узел «стойка-крышка-шток-клин» согласно схеме строповки на рисунке 11;

- при помощи автокрана демонтировать узел «стойка-крышка-шток-клин», соблюдая при этом меры безопасности, предотвращающие соскальзывание клина со шпинделя.

Внимание! При демонтаже клина необходимо пометить взаимное положение посадочных поверхностей относительно корпуса.

После вскрытия полости задвижки и поднятия крышки следующую ремонтную операцию проводить только после проведения естественного вентилирования в течение 15 минут и повторного замера загазованности (рис. 12 - Схема отбора проб газовоздушной среды).

Замер загазованности выполняется не менее чем в 2 точках непосредственно над разъемом на высоте не более 400 мм от его плоскости. Предельно допустимая концентрация углеводородов в воздухе 300 мг/м3. При концентрации более 300 мг/м3 работы производить с использованием противогазов. Работы производить в присутствии 2 дублеров. Дублеры должны иметь те же средства защиты, что и работающий. Работать непрерывно в загазованной зоне не более 15 мин, после чего выходить на свежий воздух на 15 мин. При концентрации более 2100 мг/м3 остановить все работы, принять меры к проветриванию в течении 15 минут. Произвести повторный замер загазованности .

- переместить и опустить клин во внутрь подставки (рисунок 13);

- используя деревянные бруски-распорки зафиксировать клин внутри подставки в вертикальном положении;

- вывести шток из Т-образного паза клина;

- опустить узел «стойка-крышка-шток» на подставку.

Инструмент и принадлежности:

- накидной ударный ключ S=80 мм; слесарно-монтажный инструмент;

- подставка под крышку задвижки; автокран; противогаз шланговый ПШ-2 - 2 шт.

- деревянные бруски 50х50х1700 мм для фиксации клина - 2 шт;

- строп СТП 2,0/3000; строп УСК 1,0/2000;

4. Демонтаж штока:

- ослабить гайки фланца сальника поз.1 и прижимной втулки поз.2 сальниковой камеры (рисунок 8);

- используя ключ КТР №4, либо №5 выкрутить шток из втулки кулачковой, опустить под крышку задвижки, переложить на поддон согласно схеме строповки (рисунок 11);

Внимание! При опускании штока необходимо контролировать зазор между штоком и прижимной втулкой для исключения перекоса и закусывания резьбовой части штока.

- открутить гайки, снять фланец сальника поз.1, втулку сальника поз.2, удалить кольца сальниковой набивки поз.3 и извлечь остальные детали сальникового узла (рисунок 9).

Инструмент и принадлежности:

- слесарно-монтажный инструмент; ключ КТР №4, либо №5; поддон;

- строп текстильный петлевой СТП-2,0/2000.



Масса узла, кг (max)	Наименование строп	Кол-во, шт
2500 (с клином) 2300 (без клина)	Строп 4СК1-3,2-3000	1

Масса штока, кг	Наименование строп	Кол-во, шт
330	Строп СТП 2,0 / 2000	1

Рис. 10 Схема строповки узла Рис. 11 - Схема строповки штока «Стойка-крышка-шток-клин»

Рис. 12 Схема отбора проб газовоздушной среды



Рис. 13 Подставка под крышку задвижки

5. Демонтаж бугельного узла:

- с помощью приспособления (рисунок 14) выкрутить планшайбу из бугельного узла стойки (рисунок 8);

- с помощью рым-болтов застропить втулку кулачковую (гайку) и произвести ее демонтаж;

- снять дистанционное кольцо, демонтировать подшипник, уложить на поддон.

Инструмент и принадлежности:

- приспособление для откручивания планшайбы;

- слесарно-монтажный инструмент;

- автокран;

- строп 2СК 1,0/1500;

- поддон.

6. Откачка нефти из кармана под клином:

- при помощи АКН-10 произвести откачку остатков нефти из кармана под клином;

- искробезопасным скребком зачистить карман под клином от нефтешлама и возможных посторонних предметов;

- при помощи чистой ветоши, намотанной на деревянный брусок протереть посадочные поверхности под клин в корпусе задвижки.

Внимание! После откачки остатков нефти следующую ремонтную операцию проводить только после проведения естественного вентилирования в течение 15 минут и повторного замера загазованности (рисунок 12).

Предельно допустимая концентрация углеводородов в воздухе 300 мг/м3. При концентрации более 300 мг/м3 работы производить с использованием противогазов. Работы производить в присутствии 2 дублеров. Дублеры должны иметь те же средства защиты, что и работающий. Работать непрерывно в загазованной зоне не более 15 мин, после чего выходить на свежий воздух на 15 мин. При концентрации более 2100 мг/м3 остановить все работы, принять меры к проветриванию в течении 15 минут. Произвести повторный замер загазованности (рисунок 12).

Инструмент и принадлежности:

- АКН-10;

- противогаз шланговый ПШ-2 - 2 шт.;

- эл.удлинитель 50м - 2 шт.;

- ветошь.

7. Очистка внутренней полости и наружней поверхности задвижки:

- произвести зачистку и промывку керосином (дизельным топливом) внутренней полости, стойки, крышки задвижки, демонтированных комплектующих от парафинистых отложений;

- промывку производить в резиновых перчатках;

- отработанную ветошь, нефтешлам, остатки б/у прокладки, б/у сальниковой набивки поместить в переносную емкость;

...