Требования к выполнению ремонта насосов

7.1.3.1 Ремонт насосов на месте эксплуатации (НПС) и в БПО проводится по технологическим картам, разработанным БПО в соответствии с документацией завода-изготовителя.

7.1.3.2 Все детали и узлы, поставляемые для ремонта на НПС, подвергаются входному контролю в БПО, в ходе которого осуществляется:

- проверка паспортов и сертификатов, наличия разрешительной документации;

- визуальный и измерительный контроль, согласно технологическим картам и документации на детали и узлы;

- внесение в паспорта роторов, муфт сведений по их балансировке;

- заполнение паспортов торцовых уплотнений;

- проверка подшипников качения на стенде.

7.1.3.3 Перед установкой деталей в насос контролируется:

- состояние поверхностей сопряжения деталей насоса с корпусом;

- диаметральные размеры обода рабочего колеса и уплотнительного кольца, размер щелевого зазора между указанными деталями (приложение Т);

- чистота устанавливаемых деталей.

7.1.3.4 В ходе ремонта осуществляется контроль следующих отдельных операций:

- при укладке ротора в корпус насоса рабочее колесо должно занимать симметричное положение относительно спирали корпуса. Такое положение рабочего колеса достигается подгонкой размера регулировочного кольца. Несовпадение осей рабочего колеса и отвода не должно превышать величины, указанной в документации на конкретный тип насоса. Отклонение контролируется в плоскости разъема.

Положение ротора в радиальном направлении контролируется по замерам зазоров в щелевых уплотнениях рабочего колеса, зазоров между валом и втулками. Окончательные величины радиальных зазоров должны сравниваться с паспортными и записываться в протоколе наладки насоса (приложение Е).

Перед установкой крышки насоса проверяется легкость проворачивания ротора от руки, вращение должно быть свободным, без заеданий. Все прокладки должны быть без надрывов и трещин. Использование паронитовых прокладок и резиновых уплотнительных колец, бывших в употреблении, запрещается.

У насоса НГПНА 3600-120 при сборке проверяется величина осевого зазора в узле гидропяты. Величина зазора при роторе, сдвинутом до упора в сторону электродвигателя, не должна превышать 0, 5 ± 0, 05 мм.

Сборку секционных насосов проводить в соответствии с руководством по монтажу и эксплуатации. Осевой разбег ротора после сборки насоса должен соответствовать величине, указанной в документации на насос.

У подшипников скольжения контролируется прилегание по валу, зазоры, натяг по крышке.

После установки крышки насоса и равномерного поочередного затягивания диаметрально противоположных гаек в 2-3 приема проверяется плавность вращения ротора от руки и замеряется биение по полумуфте.

После окончания сборки насоса производится проверка герметичности маслосистемы насоса и опрессовка внутренней полости насоса с технологическими нефтепроводами (от входной задвижки насоса до выходной) рабочим давлением.

7.1.3.5 В случае приостановки на 8 и более часов производства ремонтных работ, связанных с разборкой магистрального или подпорного насоса, крышка насоса должна быть установлена на корпус и закреплена с полной затяжкой гаек. Места установки торцовых уплотнений должны быть заглушены.

7.1.3.6 Результаты ремонтов отражаются в протоколе наладки (приложение Е).

7.1.3.7 Магистральные и подпорные насосные агрегаты после ремонта подлежат обкатке в течение 72 ч – после среднего и капитального ремонта и 8 ч после текущего ремонта.

Во время обкатки контролируется температура подшипников, температура и давление масла, вибрация. Если по завершению обкатки рост любого из перечисленных параметров не прекратился (в пределах допустимых значений), то насос не может быть принят в эксплуатацию после ремонта.

Вспомогательные насосы после ремонта подлежат обкатке в течение времени, указанного в паспорте насоса (или руководстве по эксплуатации завода-изготовителя). При отсутствии таких указаний обкатка проводится в течение одного часа. В случае если время обкатки по технологическим причинам составляет меньше часа (для насосов откачки утечек ограничено по объему емкости сбора утечек, для пожарных насосов - временем работы на закрытую задвижку и т.д.), время обкатки ограничивается по данным технологическим условиям.

Во время обкатки контролируется стабильность давления на выходе насоса и его соответствие технологической карте. При обкатке проверяется шум, вибрация, нагрев. После обкатки и сравнительного анализа вибрации, замеренной до и после ремонта, выносится заключение о допуске насоса к эксплуатации.

7.1.4 Контроль технического состояния насосов по параметрическим и
вибрационным параметрам

7.1.4.1 Контроль технического состояния насосов проводится по параметрическим и вибрационным параметрам, а также по техническому состоянию узлов, деталей и корпуса насоса.

Контроль технического состояния насосов осуществляется выполнением:

- контроля вибрационных параметров;

- контроля величины изменения температуры подшипников насоса;

- анализа величин давления и температуры масла за период от последнего ремонта;

– анализа изменения напора, коэффициента полезного действия (КПД) насоса (параметрическая диагностика);

– осмотров.

Техническое состояние насоса оценивается персоналом УО МТО:

- при изменении напора и КПД от предшествующего измеренного уровня на установившемся режиме работы насоса, при появлении посторонних шумов;

- при изменении вибрации более чем на 25 % от предшествующего измеренного уровня на установившемся режиме работы насоса;

- при росте температуры подшипников более чем на 10º С относительно базового значения на установившемся режиме работы насоса.

7.1.4.2 Возможные причины потери работоспособности магистральных и подпорных насосов, по которым насосы выводятся в неплановый ремонт, приведены в таблице 7.7.

По результатам контроля технического состояния принимается решение о выполнении непланового ремонта.

Таблица 7.7 - Возможные причины потери работоспособности магистральных и
подпорных насосов

7.1.4.3 Анализ изменения напора, коэффициента полезного действия (КПД) насоса (параметрическая диагностика) осуществляется путем сопоставления этих параметров с указанными заводом-изготовителем в технической документации на насос в соответствии с
РД 39-0147103-342-89. Сравниваются паспортные и базовые характеристики (параметры) напора, КПД, допускаемого кавитационного запаса с фактическими эксплуатационными.

Снятие базовых характеристик магистральных и подпорных насосов проводится под руководством службы технологических режимов. Работы проводятся в соответствии с утвержденной главным инженером ОСТ программой и методикой.

Определение напора и КПД насосного агрегата, производится после монтажа нового насоса, а также после среднего и капитального ремонтов.

При отклонении в сторону уменьшения напора на величину более 4 %, КПД насоса более 3 % от паспортных значений проводится разборка насоса и обследуется проточная часть корпуса и рабочего колеса, проверяются зазоры в щелевом уплотнении рбочего колеса, выявленные дефекты устраняются, после чего замерябтся параметры, используемые для определения КПД и напора.

Полученные значения напора и КПД используются как базовые при дальнейшей оценке технического состояния насоса.

7.1.4.4 Насосные агрегаты необходимо выводить в ремонт при снижении напора насоса относительно базовых значений на 5-6 % и более для магистральных и подпорных насосов горизонтального исполнения и на 7 % - для вертикальных подпорных насосов. Величина возможного снижения КПД относительно базового значения может уточняться для конкретного типоразмера насоса на основании экономической оценки, выполненной при сравнении стоимости ремонта, при котором обеспечивается восстановление первоначального КПД, и затрат, вызванных перерасходом электроэнергии из-за снижения КПД насоса.

Для насосов типа НМ эта величина составляет 2-4 % в зависимости от типоразмера (НМ 500-300, НМ 710-280 - 4 %; НМ 1250-260 - 3, 5 %; НМ 2500-230 - 3 %; НМ 3600-230, НМ 5000-210, НМ 7000-210, НМ 10000-210 и подпорные горизонтальные насосы - 2 %; подпорные вертикальные насосы – 3, 5 %).

Ремонт насоса, позволяющий увеличить напор и КПД, заключается в устранении шероховатости проточной части, в восстановлении радиального зазора между уплотнительным кольцом и ободом рабочего колеса путем установки нового кольца либо наплавки металла на обод колеса с последующей механической обработкой. Вместо наплавки на обод рабочего колеса может быть насажено кольцо с наружным диаметром, соответствующим требуемому по документации на насос зазору.

7.1.4.5 Оценка работоспособности насоса по параметрическим критериям осуществляется как на основе данных, полученных по АСУ ТП, так и на основе контрольных испытаний. Измеряемые параметры и средства измерения:

- напор определяется по давлению на входе и выходе насосного агрегата и плотности нефти. Давление замеряется штатными первичными преобразователями давления АСУ ТП или манометрами класса точности не более 1, 0;

– подача определяется по СИКН, по изменению объемов в резервуарах или переносными (накладными) ультразвуковыми расходомерами;

– мощность, потребляемая насосом, определяется штатными первичными преобразователями мощности или переносными комплектами типа К-506 класса точности 0, 5 с последующим учетом КПД электродвигателя;

– частота вращения ротора замеряется датчиком частоты вращения или переносным строботахометром класса точности 0, 5;

– плотность, вязкость и давление насыщенных паров перекачиваемой нефти определяются в лаборатории.

Измерения параметров проводятся только при стационарном (установившемся) режиме перекачки и отсутствии перетока нефти через обратный клапан.

Контроль стационарности режима осуществляется по подаче (при возможности непосредственного измерения) или по давлению на входе и выходе НА. Колебания контролируемого параметра не должны превышать ± 3 % от среднего значения в течение не менее 1 ч.

Из расчетов должны быть исключены значения текущих параметров, измеренные:

– в первые 72 ч после монтажа или ремонта насоса;

– при запуске или остановке контролируемого насосного агрегата или соседних с ним агрегатов НПС;

– при переключении измерительных линий на узлах учета нефти.

Для насосов типа НМ 1250 – НМ 10000 с постоянной частотой вращения ротора влияние вязкости перекачиваемой нефти на напорную характеристику необходимо учитывать: при вязкости более 1, 0× 10^-4 м²/с (100сСт) для насосов с подачей 1250-2500 м³/ч, при вязкости более 2, 0× 10^-4 м²/с (200сСт)- для насосов с подачей выше 3600 м³/ч. Влияние вязкости на энергетическую характеристику (h-Q) необходимо учитывать при вязкости более 0, 6× 10^-4 м²/с(60сСт). Для насосов НМ 360 – НМ 710 влияние вязкости на напорную характеристику необходимо учитывать при вязкости более 0, 7× 10^-4 м²/с (70сСт), на КПД при вязкости более 0, 4× 10^-4 м²/с (40сСт).

Оценку текущих эксплуатационных параметров (напора, КПД) необходимо выполнять по среднеарифметическому значению не менее 3-х замеров.

Для построения любой характеристики необходимо обработать не менее 3 точек (режимов), чтобы полностью охватить интервал работы данного насосного агрегата.

7.1.4.6 Ремонт насоса по результатам анализа характеристик должен учитывать, что совокупность их изменений определяется разными причинами:

– насос развивает меньший напор и потребляет меньшую мощность, а его КПД – без изменений по сравнению с базовыми (паспортными значениями). Причины - искажение отливки рабочего колеса, его уменьшенный диаметр; КПД двигателя ниже паспортного;

– напор, КПД снижены, мощность - без изменений. Причины – увеличение шероховатости проточной части корпуса насоса; грубая, некачественно обработанная поверхность межлопаточных каналов рабочего колеса и корпуса; колесо установлено несимметрично относительно вертикальной оси улитки насоса;

– напор – без изменений, мощность – выше, а КПД ниже базовых значений. Причины – дефекты подшипниковых узлов и их сборки; расцентровка частей; прогиб вала; контакт в уплотнении рабочего колеса; загрязнение внутренней полости электродвигателя; повышенный температурный режим работы электродвигателя; наружный диаметр рабочего колеса – увеличен;

– насос развивает больший напор и потребляет большую мощность, КПД – без изменений по сравнению с базовыми значениями. Причина – увеличен наружный диаметр рабочего колеса;

– КПД насоса резко падает, падение напора имеет срывной характер по сравнению с базовыми характеристиками. Причины – недостающий подпор на входе в насос, кавитация; выступы крышки насоса относительно корпуса по внутренней (проточной части) насоса; «зауженное горло»;

– при заданных значениях напора подача меньше базовой, КПД несколько ниже базовых значений. Значения напора и КПД ниже, а мощности – выше базовых значений. Причина – увеличены утечки через уплотнения рабочего колеса и вала;

– значения напора и КПД ниже, а мощности - выше базовых значений. Причины – увеличены утечки через уплотнение рабочего колеса и элементы торцового уплотнения; нет герметичности обратного клапана в обвязке насоса;

– напорная характеристика ниже базовой, особенно в области малых и больших подач. Причина – наличие крупнодисперсных включений газа в перекачиваемой жидкости;

– для всей области подач требуется больший допускаемый кавитационный запас. Причина - износ входных кромок лопатки рабочего колеса;

– мощностная характеристика - без изменений, напорная характеристика проходит круче, напор при Q=0 выше, максимальный КПД уменьшается по величине и смещается в сторону меньших подач. Причина – площади спирального отвода уменьшены по сравнению с рачетными;

– напорная характеристика более полога, величина максимального КПД возрастает и смещается в сторону больших подач. Причина – перерасширение площади спирального отвода.

7.1.4.7 Необходимость ремонта насоса при росте вибрации и падении КПД и напора устанавливается с учетом фактического кавитационного запаса насоса. Определение и оценка допускаемого кавитационного запаса выполняются при снятии базовых характеристик и обязательны при:

– использовании рабочих колес в исполнении, не предусмотренном технической документацией;

– установке на входе в рабочее колесо предвключенных шнеков;

– модернизации насоса, приведшей к изменению площади проточной части насоса, конструкции рабочего колеса;

- изменении частоты вращения ротора насоса;

- уменьшении длины валов подпорных насосов типа НПВ.

Расчет уставок по минимальному давлению выполняется согласно
РД-23.080.00-КТН-391-08 в ОАО «Гипротрубопровод» и утверждается соответствующим ОСТ.

7.1.4.8 Контролируемые параметры магистральных и подпорных насосов приведены в таблице 7.8, вспомогательных насосов – в таблице 7.9.

Таблица 7.8 – Контролируемые параметры магистральных и подпорных насосов

Таблица 7.9 – Контролируемые параметры вспомогательных насосов

7.1.4.9 При осмотрах персоналом УО МТО выполняется:

- визуальный контроль герметичности стыков крышки с корпусом насосов, уплотнений вала, мест соединений с технологическими и вспомогательными трубопроводами;

- проверка насосов на наличие шума, нехарактерного для нормальной работы насоса, и повышенной вибрации;

- контроль работы насосных агрегатов по штатным приборам, установленным в насосном зале;

- проверка уровня масла в картере упорного подшипника вертикального подпорного насоса типа НПВ, при недостаточном количестве пополнение.

Величина осевого смещения (сдвига) ротора для секционных магистральных и подпорных насосов типа НМ и ЦНС, на ротор которых действуют постоянные осевые усилия, должна контролироваться системой автоматики насосных агрегатов, а также визуально один раз в сутки дежурным персоналом на насосах, имеющих соответствующие указатели.

Контролируемая величина осевого смещения ротора и установка датчиков для его измерения должна соответствовать документации на конкретный тип насоса.

Технические осмотры насосов проводятся персоналом УО МТО 1 раз в смену.

7.1.4.10 Все магистральные и подпорные насосные агрегаты должны быть оснащены стационарной системой контроля вибрации. Автоматическая система контроля за нормативными параметрами НПС должна обеспечивать световую и звуковую сигнализацию в операторной (МДП) при повышенной вибрации, а также автоматическое отключение работающих насосных агрегатов при достижении аварийного значения вибрации.

7.1.4.11 Нормативные уровни интенсивности вибрации на стационарных номинальных и неноминальных, а также на нестационарных режимах работы приведены в РД-23.080.00-КТН-056-09.

7.1.4.12 Датчики вибрации устанавливаются обязательно на каждой подшипниковой опоре магистрального и горизонтального подпорного насосов для контроля вибрационных параметров до 6 точек на насосе (рисунок 7.1) и 6 точек на электродвигателе.

На вертикальных подпорных насосах датчики устанавливаются на корпусе опорно-упорного подшипникового узла для контроля вибрации в вертикальном (осевом) и горизонтально-поперечном направлениях (точки 1, 2 рисунок 7.2).

В качестве измеряемого и нормируемого параметра вибрации устанавливается среднее квадратическое значение (СКЗ) виброскорости в рабочей полосе частот от 10 до 1000 Гц.

Контроль вибрации вспомогательных насосов (маслонасосов, насосов систем откачки утечек, водоснабжения, пожаротушения и отопления) должен осуществляться 1 раз в 3 месяца и перед выводом в текущий ремонт с помощью переносной аппаратуры. Вибрация измеряется на подшипниковых опорах, а где нет выносных опор - на корпусе насоса над опорой, на фундаментных болтах в вертикальном направлении. Для выявления причин повышенной вибрации дополнительно проводятся измерения в горизонтально-поперечном и осевом направлениях с анализом виброхарактеристик.

7.1.4.13 При использовании портативной виброаппаратуры вертикальная составляющая вибрации измеряется на верхней части крышки подшипника над серединой длины его вкладыша.

Горизонтально-поперечная и горизонтально-осевая составляющие вибрации горизонтальных насосных агрегатов измеряются ниже на 2-3 мм от оси вала насоса напротив середины длины опорного вкладыша (рисунок 7.1). Места измерения вибрации на вертикальном насосном агрегате соответствуют точкам 1, 2, 3, 4, 5, 6 (рисунок 7.2).

Рисунок 7.1 - Точки измерения на опоре подшипника

7.1.4.14 На вертикально установленных насосах вибрация измеряется в точках, показанных на рисунке 8.2.

7.1.4.15 У насосов, не имеющих выносных подшипниковых узлов (насосов со встроенными подшипниками типа НГПНА, ЦНС), вибрация измеряется на корпусе, над подшипником в точке, расположенной как можно ближе к оси вращения ротора (рисунок 7.3).

7.1.4.16 Для оценки жесткости крепления рамы к фундаменту, вибрация измеряется на всех элементах крепления насоса к фундаменту. Измерение производится в вертикальном направлении на анкерных болтах (головках) или рядом с ними на фундаменте на расстоянии не более 100 мм от них.

7.1.4.17 Оценка работоспособности насосного агрегата по параметрам вибрации выполняется по параметрам и с периодичностью приведенным в таблице 7.10.

Таблица 7.10 - Контролируемые параметры вибрации и периодичность контроля вибрации магистральных и подпорных насосов

7.1.4.18 Уровень вибрации контролируется с помощью СДКУ по системе телемеханики и оператором НПС. Отклонения контролируемых параметров от нормативных величин должно отображаться на мониторах АРМ оператора и диспетчера.

Дополнительно, не реже одного раза в смену операторы НПС проверяют соответствие фактических параметров работы насоса, выводимых на экран АРМ, нормативным значениям. Об отклонениях фактических параметров работы от нормативных (или установившихся) для одного и того же режима работы насоса оператор докладывает специалистам службы главного механика.

По результатам оперативного контроля проводится анализ уровня вибрации, при котором сравнивается:

- текущее значение вибрации с допустимым;

- скорость изменения вибрации относительно предыдущих измерений.

Делаются выводы об общем вибросостоянии насосного агрегата и о необходимости проведения дополнительных вибродиагностических работ и выполнении ремонтных работ.

При выполнении дополнительных вибродиагностических работ анализируются спектральные и амплитудо-фазовые характеристики вибрации. Необходимость, время проведения работ определяет начальника НПС, либо лицо, ответственное за выполнение вибродиагностических контролей в РНУ.

По результатам анализа спектральных характеристик вибрации планируются объемы ремонтных работ. Основные из них следующие:

- основная причина вибрации на частоте 50 Гц –нарушена балансировка ротора насоса, для исключения вибрации осуществить повторную балансировку ротора. На такой частоте могут проявляться также неисправности электромагнитного характера электродвигателя (неравномерность воздушных зазоров и магнитного потока между ротором и статором, межвитковое замыкание обмотки), которые через муфту, раму или фундамент передаются на насос;

-большая вибрация на частоте 100 Гц вызывается расцентровкой насосного агрегата, овальностью шейки валов и указанными выше (для частоты 50 Гц) причинами электромагнитного характера. Вибрация с частотой 100 Гц характерна также при появлении трещины в вале насоса. При выявлении указанных причин механического и электромагнитного характера, ротор подлежит демонтажу, а вал дефектоскопическому обследованию;

-рост вибрации на частоте 350-450 Гц говорит о появлении дефекта в торцовом уплотнении;

-увеличение вибрации на лопаточной частоте 300 Гц при 6 лопатках и 350 Гц при 7 лопатках рабочего колеса определяется гидравлическими причинами, обусловленными дефектами внутренней поверхности корпуса насоса, рабочего колеса, языка спирального отвода. Эта вибрация характерна также при неравномерном шаге между лопатками рабочего колеса, разнотолщинности лопаток;

-вибрация в виде сплошного спектра на частотах 500 – 1000 Гц и более характерна при наличии кавитационных явлений на входе в рабочее колесо или при вихреобразованиях при обтекании лопаток рабочего колеса, языка или отвода;

-вибрация на частоте 25 Гц присуща узлу подшипника скольжения (биение шипа вала на масляной пленке, неравномерная смазка подшипника, повышенный зазор в подшипнике);

-характерный спектр вибрации при дефекте радиально-упорного подшипника определяется в зависимости от соотношений между диаметром шарика подшипников и центров тел качения, числа шариков.

7.1.4.19 При измерении вибрации оценивается техническое состояние насосного агрегата, составляется прогноз его работоспособности с определением времени до ремонта или до следующего контроля вибрации, уточняется объем и вид ремонта, качество ремонта.

7.1.4.20 После монтажа нового или отремонтированного насоса, а также по окончании ремонта проводятся измерения и фиксируются базовые значения вибрации (на лапах корпуса насоса, головках анкерных болтов в вертикальном направлении и на подшипниковых опорах в вертикальном направлении). При этом режим работы насосного агрегата должен быть в диапазоне подач (0, 8–1, 2) Q_ном. Насос допускается к эксплуатации при вибрации на подшипниковых узлах не более 4, 5 мм/с, на головках фундаментных болтов (лапах корпуса) – не более 1, 8 мм/с. Если вибрация более указанных параметров, то насос к эксплуатации не допускается, устанавливаются и устраняются причины повышения вибрации.

Пуск насосного агрегата после монтажа нового или отремонтированного насоса, а также по окончании ремонта, осуществлять строго в зоне рабочих подач насоса.

7.1.4.21 Дополнительный контроль вибрации магистральных и подпорных насосных агрегатов проводится переносной (портативной) аппаратурой с целью определения неисправности в следующих случаях:

– если величина вибрации в любой из контролируемых точек превысила 80 % от аварийного значения вибрации для основных магистральных и подпорных насосов;

– если величина вибрации превысила базовое (значение, полученное после 72 часовой обкатки нового насосного агрегата или после ремонта насосного агрегата) значение в 2 раза;

– если величина вибрации на лапах корпуса насоса или головках анкерных болтов превысила 1, 8 мм/с;

– если при установившемся режиме перекачки происходит увеличение изменения вибрации на 2 мм/с от любого предшествующего измеренного уровня виброскорости на подшипниковой опоре;

– если присутствуют посторонние шумы или происходит повышение температуры подшипников.

Дополнительный контроль вибрации вспомогательных насосов рекомендуется проводить в случае появления посторонних шумов, выявляемых во время обхода.

Необходимость проведения дополнительного контроля определяет ответственный за техническое состояние.

7.2 Техническое обслуживание и ремонт запорной арматуры и
обратных затворов

Общие положения

7.2.1.1 Положения данного раздела распространяются на клиновые и шиберные задвижки, шаровые краны (далее запорная арматура) и обратные затворы отечественного и импортного производства номинальным диаметром DN от 50 до 1200 включительно для линейной части магистральных нефтепроводов, технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС и систем пожаротушения.

7.2.1.2 Вся изготавливаемая запорная арматура DN 300 и более для магистральных нефтепроводов и систем пожаротушения подвергается приемо-сдаточным испытаниям на заводе-изготовителе в присутствии представителя технического надзора ОАО «АК «Транснефть».

7.2.1.3 Поступающая на предприятия ОАО «АК «Транснефть» запорная арматура DN от 50 до 1200 подвергается входному контролю. Входной контроль запорной арматуры проводится в соответствии с ОР-08.00-60.30.00-КТН-033-1-05. Результаты входного контроля отражаются в акте (приложение Ш).

7.2.1.4 Запорная арматура, находящаяся на складах ОСТ с истекшим гарантийным сроком, установленным заводом-изготовителем, проходит перед монтажом визуально-измерительный контроль и повторные испытания на герметичность, согласно
ОР-08.00-60.30.00-КТН-033-1-05.

7.2.1.5 Ответственность за составление графиков ППР (ТО, ТР, СР, КР), контроля герметичности затвора, промывки внутренней полости, технического диагностирования, демонтажа и замены запорной арматуры, а также за организацию и контроль проведения вышеперечисленных работ возлагается на отделы и службы в чьи зоны ответственности входит запорная арматура.

7.2.1.6 Ответственные службы осуществляют регистрацию отказов, учет срока эксплуатации и количества циклов срабатывания запорной арматуры, с занесением этих данных в паспорт-формуляр арматуры.