что такое тпа в газпроме
Что такое тпа в газпроме
тактическая и палубная авиация
Словарь: С. Фадеев. Словарь сокращений современного русского языка. — С.-Пб.: Политехника, 1997. — 527 с.
трехсложник с переменной анакрузой
Словарь: Словарь сокращений и аббревиатур армии и спецслужб. Сост. А. А. Щелоков. — М.: ООО «Издательство АСТ», ЗАО «Издательский дом Гелеос», 2003. — 318 с.
тональная пороговая аудиометрия
телеуправляемый подводный аппарат
туристский подводный аппарат
Словарь: С. Фадеев. Словарь сокращений современного русского языка. — С.-Пб.: Политехника, 1997. — 527 с.
Полезное
Смотреть что такое «ТПА» в других словарях:
ТПА — [tube rolling mill] трубопрокатный агрегат (см. Стан трубопрокатный) … Металлургический словарь
ТПА — телепилотируемый аппарат турбопрокатный агрегат … Словарь сокращений русского языка
құтпа — (ҚХР) мешітте ел билеуші адамды дәріптеп оқитын намаз … Қазақ тілінің аймақтық сөздігі
құтпақу — (Рес., Сарат.) кәде. Құда түскенде қ ұ т п а қ у деген болады (Рес., Сарат.) … Қазақ тілінің аймақтық сөздігі
СТО Газпром 2-4.1-155-2007: Технические требования на трубы и соединительные детали полиэтиленовые армированные (металлопластовые ТПА) — Терминология СТО Газпром 2 4.1 155 2007: Технические требования на трубы и соединительные детали полиэтиленовые армированные (металлопластовые ТПА): 3.6 давление рабочее (нормативное) Рр : Величина давления в трубопроводе, устанавливаемая… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
труба полиэтиленовая армированная металлопластовая; ТПА — 3.1 труба полиэтиленовая армированная металлопластовая; ТПА : Полиэтиленовая труба, армированная стальным сетчатым каркасом. Источник: СТО Газпром 2 4.1 155 2007 … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
ТД «ТПА» — ТДТПА ТД «ТПА» торговый дом «Трубопроводная арматура» http://truboarm.ru/ … Словарь сокращений и аббревиатур
жұтпа — зат. Балық жұтып қоятын қармақ … Қазақ дәстүрлі мәдениетінің энциклопедиялық сөздігі
жұтпа — 1 (Жезқ., Ұлы.; Қар.: Шет, Нұра) маядан шөп суыратын құрал, шөп суырғыш. Қолыңа шөп кіріп кетер, ж ұ т п а м е н алсайшы (Жезқ., Ұлы.). Әбілғазы ж ұ т п а н ы әкел, шөп суырайық (Қар., Нұра). қ. сүңгуір, шотағаш. 2 (Ақт., Ырғ.; Шығ.Қаз.: Глуб.,… … Қазақ тілінің аймақтық сөздігі
жұтпа ойнату — (Қост., Жанг.) үлкен шортандарды аулау үшін кішкентай балықтарды қармаққа шаншып суға ойнатып қою. Мен кеше ж ұ т п а о й н а т ы п кетсем, бүгін соған бір әйдік шортан түсіп қалыпты (Қост., Жанг.) … Қазақ тілінің аймақтық сөздігі
Система технического обслуживания и ремонта запорной арматуры на объектах транспорта газа – необходимое условие обеспечения длительной безопасности и экономической эффективности работы ГТС
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 3.
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 ТПА».
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.
Скачать электронную версию журнала Трубопроводной Арматуры«Вестник арматурщика», выпуск №5 (25) 2015 , можно здесь
Если Вы хотите разместить свой обзор или интересную статью, Вы можете прислать её нам воспользовавщись формой обратной связи.
Обязательным условием размещения материала является соответствие тематики трубопроводной арматуры и инженерным системам.
СТО Газпром 2-2.3-385-2009 (Порядок проведения технического обслуживания и ремонта трубопроводной арматуры)
Введение
В разработке настоящего стандарта участвовали О.Ф. Карченко, Е.В. Варфоломеев, JI.B. Власов (ООО «НИИгазэкономика») при участии А.З. Шайхутдинова, А.Н. Колотовского, A.M. Волошина (Департамент по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром»); И.Ф. Егоров, Н.Ф. Муталлим-Заде, А.А. Сухолитко (ДОАО «Оргэнергогаз»).
1. Область применения
1.1 Настоящий стандарт устанавливает общие требования к организации, содержанию и объему выполнения работ при вводе в эксплуатацию и при проведении технического обслуживания, диагностирования и ремонта трубопроводной арматуры (ТПА) объектов добычи, переработки, транспортировки, подземного хранения и использования газа ОАО «Газпром».
1.2 Настоящий стандарт распространяется на трубопроводную арматуру, которая в соответствии с общими техническими требованиями, установленными в СТО Газпром 2-4.1-212, поставляется на объекты ОАО «Газпром».
1.3 Положения настоящего стандарта применяются для арматуры импортного и отечественного производства с номинальными диаметрами от DN 50 до DN 1400, следующих основных видов и типоразмеров (при номинальных давлениях PN не более 25 МПа из ряда нормативных номинальных давлений по ГОСТ 356):
1.4 Требования, установленные в настоящем стандарте, обязательны для применения структурными подразделениями, дочерними обществами и организациями ОАО «Газпром», а также специализированными организациями, выполняющими эксплуатацию, обслуживание и техническое диагностирование трубопроводной арматуры.
2. Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты: ГОСТ 12.2.063-81 Система стандартов безопасности труда. Арматура промышленная трубопроводная. Общие требования безопасности
ГОСТ 12.2.101-84 Система стандартов безопасности труда. Пневмоприводы. Общие требования безопасности к конструкции
ГОСТ 356-80 (СТ СЭВ 253-76) Арматура и детали трубопроводов. Давления условные, пробные и рабочие. Ряды
ГОСТ 3326-86 Клапаны запорные, клапаны и затворы обратные. Строительные длины ГОСТ 5761-2005 Клапаны на номинальное давление не более PN 250. Общие технические условия
ГОСТ 5762-2002 Арматура трубопроводная промышленная. Задвижки на номинальное давление не более PN 250. Общие технические условия
ГОСТ 9544-2005 Арматура трубопроводная запорная. Классы и нормы герметичности затворов
ГОСТ 9697-87 Клапаны запорные. Основные параметры ГОСТ 9698-86 Задвижки. Основные параметры ГОСТ 9702-87 Краны конусные и шаровые. Основные параметры ГОСТ 12.1.012-90 ССБТ. Вибрационная безопасность. Общие требования ГОСТ 12893-2005 Клапаны регулирующие односедельные, двухседельные и клеточные. Общие технические условия
ГОСТ 13252-91 Затворы обратные на номинальное давление PN О 25 МПа (250 кгс/кв. см). Общие технические условия
ГОСТ 16587-71 Клапаны предохранительные, регулирующие и регуляторы давления. Строительные длины
ГОСТ 18322-78 Система технического обслуживания и ремонта техники. Термины и определения
ГОСТ 20911-89 Техническая диагностика. Термины и определения ГОСТ 21345-2005 Краны шаровые, конусные и цилиндрические на номинальное давление не более PN 250. Общие технические условия
ГОСТ 22445-88 Затворы обратные. Основные параметры
ГОСТ 23866-87 Клапаны регулирующие односедельные, двухседельные и клеточные. Основные параметры
ГОСТ 26349-84 Соединения трубопроводов и арматура. Давления номинальные (условные). Ряды
ГОСТ 28338-89 Соединения трубопроводов и арматура. Проходы условные (размеры номинальные). Ряды
ГОСТ 28343-89 (ИСО 7121-86) Краны шаровые стальные фланцевые. Технические требования
ГОСТ 28908-91 Краны шаровые и затворы дисковые. Строительные длины
ГОСТ Р 52760-2007 Арматура трубопроводная. Требования к маркировке и отличительной окраске
СТО Газпром 2-3.5-045-2006 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Порядок продления срока безопасной эксплуатации линейной части магистральных газопроводов ОАО «Газпром»
СТО Газпром 2-3.5-046-2006 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Порядок экспертизы технических условий на оборудование и материалы, аттестации технологий и оценки готовности организаций к выполнению работ по диагностике и ремонту объектов транспорта газа ОАО «Газпром»
СТО Газпром 2-4.1-212-2008 Общие технические требования к трубопроводной арматуре, поставляемой на объекты ОАО «Газпром»
Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.