Обслуживание, ревизия и ремонт трубопроводов

Книга представляет собой руководящие указания по 5 стройству детален и арматуры технологических трубопроводов под давлением до 100 кгс/см их обслуживанию, ревизии, ремонту и отбраковке. Даны рекомендации по испытанию трубопроводов, по выбору труб и деталей, рассмотрены способы и особенности сварки труб при выполнении ремонтно-монтажных работ. [c.2]

Территория вокруг факела должна быть ограничена и обозначена предупредительными знаками. Прокладка и эксплуатация трубопроводов факельных систем (организация надзора и обслуживания, ревизия и ремонт арматуры, периодические испытания) должны проводиться в соответствии с отраслевыми правилами и нормами и требованиями ПУГ-69. [c.208]

Когда одинаковые типы арматуры (краны, вентили) выпускаются с резьбовым и фланцевым соединениями, резьбовое соединение- выбирают для условий, при которых демонтаж арматуры с целью ремонта маловероятен. Для ответственных случаев, когда среда-имеет коррозионные свойства, твердые взвеси и т. п., а в процессе обслуживания требуется систематическая ревизия, ремонт или замена арматуры, предпочтение следует отдавать фланцевым соединениям. Наиболее надежным способом присоединения является приварка арматуры, поэтому в энергетических установках с высокими параметрами пара, в трубопроводах для горючих, токсичных, пожаро- и взрывоопасных сред и при других опасных и ответственных условиях работы стальной арматуры применяется приварка во всех случаях, где это допустимо. [c.116]

Безаварийная работа трубопроводов для сжиженных углеводородных газов и безопасность их обслуживания достигаются при постоянном наблюдении за состоянием трубопроводов и их деталей, своевременном проведении ревизии, ремонта и гидравлических испытаний. При надзоре за состоянием наружных трубопроводов для сжиженного углеводородного газа старший механик КБ (ГНС) выделяет ответственное лицо, имеющее соответствующую квалификацию. На каждый трубопровод заводят специальный паспорт, в который заносят данные об осмотрах, ревизиях, ремонтах, замене отдельных частей и деталей трубопроводов. В паспорте указывают назначение трубопровода, рабочую среду, давление и температуру, диаметр трубы и толщину ее стенки, материал трубы, данные о монтаже и сварке, перечень арматуры, установленной на трубопроводе, результаты испытания, фамилию лица, ответственного за безопасную работу трубопровода. В паспорте отмечают также все [c.191]

Обслуживание, ревизия и ремонт трубопроводов [c.88]

М. Наружный осмотр трубопроводов, обстукивание. Ревизия и ремонт арматуры, дефекты которой обнаружены во время межремонтного обслуживания. Проверка фланцевых соединений, крепежа, осмотр компенсаторов. Замер толщины стенок труб, отводов, переходов и др. Контроль ультразвуковым методом на наличие расслоений и трещин. Испытание на плотность. [c.112]

Подготовка к пуску. 1, Осмотреть основное и вспомогательное оборудование турбокомпрессорной установки, убедиться в его готовности к пуску и нормальной работе. 2. Проверить отсутствие посторонних предметов на площадке обслуживания турбокомпрессора, привода и щита управления, наличие свободного прохода на лестницах, на нулевой и других отметках, где располагаются межступенчатая аппаратура и смазочная станция. 3. Перед пуском после монтажа, ремонта или ревизии проверить наличие и правильность оформления технической документации, в том числе соответствующих актов на осмотр, очистку, гидравлическое испытание межступенчатой аппаратуры и всей смазочной системы, акта на обкатку турбокомпрессора и привода, проверку приборов щита управления. 4. Подготовить к пуску привод турбокомпрессора (электродвигатель или паровую турбину) по заводской инструкции. Электродвигатель обкатать с разъединенной муфтой без турбокомпрессора, паровую турбину предварительно прогреть (с включением валоповоротного устройства). 5. Проверить исправность КИП, расположенных на щите управления или непосредственно на турбокомпрессоре. 6. Проверить готовность к работе смазочной системы, в том числе фильтров грубой очистки в смазочном баке. При необходимости дополнительной очистки сначала вынуть фильтр, установленный вторым по ходу слива масла, а затем, после его возврата на место, извлечь первый (так же вынимают масляные фильтры после охладителей масла и фильтров тонкой очистки). 7. Проверить уровень масла в смазочном баке и работу указателя уровня масла. При необходимости долить масло через фильтр или сетку с марлей на сливной горловине или трубе. Слить из смазочного бака конденсат. 8. Открыть задвижки на линии отвода, а затем на линии подачи воды к охладителям масла и газа (воздуха), предва.рительно проверив наличие воды и интенсивность ее циркуляции в подводящих трубопроводах системы охлаждения. 9. Включить пусковой смазочный насос и убедиться, что давление масла в системе соответствует рабочему. Температура масла на выходе из охладителя масла должна быть не ниже 25 °С при более низкой температуре масло подогреть до 35 °С (не выше), подав в охладитель воду, нагретую до 60 °С. 10. Проверить срабатывание реле осевого сдвига вала ротора с помощью отжимного приспособления. 11. Продуть турбокомпрессор (кроме воздушного), межступенчатые аппараты и трубопроводы нейтральным газом (азотом или другим газом согласно про- [c.57]

Особенности организации ремонтного обслуживания оборудования АЭС. Значительная часть работ по ревизии и ремонту оборудования и трубопроводов I и П контуров, включая реактор, парогенераторы, насосы и турбогенераторы, обычно проводится в период простоя реактора для замены ядерного топлива (25— 30 сут). Благодаря этому, как показывает опыт отечественных и зарубежных АЭС с ВВЭР, достаточно высокими оказываются как коэффициент использования установленной мощности таких АЭС (0,7—0,9), так и коэффициент экстенсивного использования оборудования кэ, называемый часто коэффициентом эксплуатации. Последний определяется как отношение времени работы Гр, в течение которого блоки (или АЭС) отпускали электроэнергию в энергообъединения, к полной продолжительности расчетного периода Т. Следовательно, коэффициент экстенсивного использования оборудования АЭС за расчетный период [c.309]

Фланцевые соединения, запорно-регулиру1Ьщая и предохранительная арматура, контрольно-измерительные приборы и другие ответственные части трубопроводов высокого давления должны быть легко доступны для обслуживания, ревизии, ремонта и замены. [c.250]

Анализ аварий, связанных с технологическими трубопроводами нефтехимических заводов, также показывает, что 60— 707о их связано с неудовлетворительным обслуживанием, некачественными ревизией и ремонтом. Трубопроводы на нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводах подвергаются коррозии и эрозии под воздействием транспортируемой среды наружной коррозии, в том числе от блуждающих токов (под- [c.236]

Ремонтные мастерские водос н а б ж е н и я, канализации и пароснабжения предназначены для непрерывного технического обслуживания, выполнения плановых осмотров и ревизий оборудования и трубонроводов, производства текущего ремонта, демонтажно-монтажных работ, связанных с ремонтом оборудования и трубопроводов. Участвуют в подготовке и проведении средних и капитальных ремонтов, выполняемых силами и средствами РМБ завода. [c.293]

До пуска компрессора из помещения станции или с участка, где проводили ремонт, удаляют инвентарь, оборудование и такелажную оснастку, которые использовали для ремонтных работ. Сдают на склад лишние материалы и запасные части. Утилизируют использованные обтирочный материал, растворители, масла, обрезки металла и т.п. Проверяют подключение к магистралям трубопроводов водоснабжения и канализации, подачу электроэнер ГИИ для пита1шя электродвигателя и включения в сеть постоянного освещения заканчивают ревизию щитов КИП и средств управления. Устанавливают порядок и длительность пуска и испытания, назначают дежурных по обслуживанию установки. Перед пуском выполняют следующие подготовительные работы. [c.168]

Первая АГНКС была введена в эксплуатацию в 1984 г. в г. Екате-ринбурге. В целях безопасной и надежной эксплуатации внедрена и совершенствуется система диагностического обслуживания, мониторинга и ремонта распределительных газопроводов и их объектов по состоянию. Обследование АГНКС проводится с 1986 г. В настоящее время организует и выполняет диагностические работы инженерно-техничес-кий центр. Первая инструкция по диагностированию АГНКС - Инструкция по проведению выборочной ревизии газопроводов на АГНКС - была разработана и утверждена ПО Уралтрансгаз в 1986 г. Выборочная ревизия проводилась через 2 года после ввода АГНКС в эксплуатацию и затем через 4 года, по результатам последней проводились ремонт-нью работы. В настоящее время работы по техническому освидетельствованию и генеральной ревизии АГНКС проводятся в соответствии с требованиями РД 15-10-98 (АГНКС-500 производства завода Борец и ГДР), РД 243-10-99 (МБКИ-25, БКИ-250 производства СНМПО им. М.В. Фрунзе) и Регламентом технического освидетельствования подводящих межцеховых трубопроводов и сосудов, работающих под давлением, при проведении генеральной ревизии на АГНКС ООО Уралтрансгаз , согласованным с ГГТН и утвержденным в 1998 г. Необходимость разработки Регламента... была вызвана следующими причинами. [c.196]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология