Файл: Публичное акционерное общество транснефть.pdf

---

НПС (магистрального трубопровода Площадочный объект магистрального трубопровода, предназначенный для приема, накопления, учета, поддержания необходимого режима перекачки нефти/нефтепродуктов по магистральному трубопроводу по ГОСТ Р 57512). Примечание В настоящей части документа также под НПС понимается линейная производственно-диспетчерская станция, перевалочная нефтебаза, нефтебаза, навливная станция.
3.7 организации системы «Транснефть»: Организации, доля участия
ПАО «Транснефть» (прямая и/или косвенная) в уставных капиталах которых составляет более 20 %.
3.8 параметрический контроль Проверка соответствия значений параметров объекта установленным в технических и нормативных документах на объект.
3.9 предельно допустимое значение Наибольшее или наименьшее значение параметра, при котором сохраняется работоспособное состояние оборудование продлеваемый период безопасной эксплуатации Срок эксплуатации, устанавливаемый экспертной организацией по результатам проведения работ по продлению срока безопасной эксплуатации расслоение Внутреннее нарушение сплошности металла технологического происхождения в продольном и/или поперечном направлениях, разделяющее металл на слои.
3.12 техническое диагностирование Определение технического состояния объекта по ГОСТ 20911). Примечания Задачами технического диагностирования являются- контроль технического состояния- поиск места и определение причин отказа (неисправности
- прогнозирование технического состояния Термин Техническое диагностирование применяют в наименованиях и определениях понятий, когда решаемые задачи технического диагностирования равнозначны или основной задачей является поиск места и определение причин отказа (неисправности Термин Контроль технического состояния применяется, когда основной задачей технического диагностирования является определение вида технического состояния.
3.13 техническое освидетельствование Комплекс работ по организации и проведению экспертизы промышленной безопасности, включающий техническое диагностирование, при котором устанавливается полнота и достоверность относящихся к объекту экспертизы документов, предоставленных заказчиком, оценивается фактическое состояние технических устройств, зданий и сооружений на опасных производственных объектах, оформляется заключение экспертизы промышленной безопасноти. Документ предоставлен ООО НИИ Т

---

ра нсн еф ть»
для ООО «НТ
Ц
Анклав по договору
№ НИИ 0
22
от
03.
02.20 Документ является собственностью ПА
О
«Т
рансн еф ть».
Документ нем ожет быть без согласия ПА
О
«Т
ран сн еф ть» передан третьим лицам, опубликован вот крытых источниках информации атак же использован для целей, несвязанных с деятельностью, осуществляемой поза ка зу и/
ил ив интересах ПАО
«Т
ра нсн еф ть
» и/
ил и организаций системы «
Тр ансн еф ть»
Документ является собственностью ПАО «Транснефть». Передача третьим лицам запрещена
Докуме нт является собственностью ПАО «Транснефть». Передача третьим лицам запрещена
ПАО «Транснефть» Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Техническое диагностирование и техническое освидетельствование механо-технологического оборудования.
Чаcть 2. Методики технического диагностирования насосов и запорной, предохранительной, регулирующей арматуры
РД-19.100.00-КТН-0036-21 6
4 Обозначения и сокращения В настоящей части документа применены следующие обозначения и сокращения
АКП – антикоррозионное покрытие
АСД – автоматическая сигнализация дефектов
ВД – вибродиагностический контроль
ВИК – визуальный и измерительный контроль
ВК – вихретоковый контроль
ВКС – виброкомпенсирующая система
ВРЧ – временная регулировка чувствительности
ЗПРА – запорная, предохранительная, регулирующая арматура КПД – коэффициент полезного действия
КПП СОД – камера пуска и приема средств очистки и диагностирования;
МК – магнитный контроль
МПК – магнитопорошковый контроль;
МНА – магистральный насосный агрегат
МНПП – магистральный нефтепродуктопровод;
МТ – магистральный трубопровод
МТО – механо-технологическое оборудование
НД – нормативный документ
НК – неразрушающий контроль ОСТ – организации системы «Транснефть»;
ПВК – контроль проникающими веществами (капиллярный контроль
ПНА – подпорный насосный агрегат
ПЭП – пьезоэлектрический преобразователь Реестр ОВП – Реестр основных видов продукции, применяемой ПАО «Транснефть»;
РУП – радиально-упорный подшипник
РЭ – руководство по эксплуатации
СКЗ – среднее квадратичное значение
СР – средний ремонт
ТД – технический документ ТО – техническое обслуживание Документ предоставлен ООО НИИ Т
ра нсн еф ть»
для ООО «НТ
Ц
Анклав по договору
№ НИИ 0
22
от
03.
02.20 Документ является собственностью ПА
О
«Т
рансн еф ть».
Документ нем ожет быть без согласия ПА
О
«Т
ран сн еф ть» передан третьим лицам, опубликован вот крытых источниках информации атак же использован для целей, несвязанных с деятельностью, осуществляемой поза ка зу и/
ил ив интересах ПАО
«Т
ра нсн еф ть
» и/
ил и организаций системы «
Тр ансн еф ть»
Документ является собственностью ПАО «Транснефть». Передача третьим лицам запрещена
Докуме нт является собственностью ПАО «Транснефть». Передача третьим лицам запрещена
ПАО «Транснефть» Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Техническое диагностирование и техническое освидетельствование механо-технологического оборудования.
Чаcть 2. Методики технического диагностирования насосов и запорной, предохранительной, регулирующей арматуры
РД-19.100.00-КТН-0036-21 7 ТОР – техническое обслуживание и ремонт
ТР – текущий ремонт
УЗК – ультразвуковой контроль
УЗТ – ультразвуковая толщинометрия;
ЭМАП – электромагнитно-акустический преобразователь
ЭМАТ – электромагнитно-акустический толщиномер.
5 Методика технического диагностирования магистральных и подпорных насосов и агрегатов на их основе, расчет напряжений и остаточного ресурса
5.1 Основные положения Методика предназначена для технического диагностирования магистральных и подпорных насосов в соответствии с 1.1.
5.2 Техническое диагностирование насосов Основные положения Основными методами контроля технического состояния насосов являются параметрический контроль, ВД, ВИК, УЗК, УЗТ, ВК и измерение твердости. При проведении дополнительного контроля применение УЗК, ПВК и МПК должно основываться на результатах ВИК насосов. Выбор дополнительных методов контроля (при необходимости) определяет специалист НК.
5.2.1.2 Методы и объем контроля деталей и узлов насосов приведены в таблице 5.1.
5.2.1.3 Критерии предельного состояния деталей и узлов насоса, приведенных в таблице 5.1, установлены в 5.11 (см. таблицы 5.17 – 5.23, 5.26, 5.27).
5.2.1.4 НК деталей, элементов и узлов насосов и их сварных соединений следует проводить
-
ВИК – в соответствии с 6.1.1 (часть 1) и РД-75.200.00-КТН-0119-21;
-
ПВК – в соответствии с РД 13-06-2006;
-
МПК – в соответствии с РД-13-05-2006 [1];
-
УЗК, УЗТ (общие требования) – в соответствии с ГОСТ 12503, ГОСТ 20415, ГОСТ Р 55614;
-
УЗК всех сварных соединений – в соответствии с ГОСТ Р 55724; Документ предоставлен ООО НИИ Т
ра нсн еф ть»
для ООО «НТ
Ц
Анклав по договору
№ НИИ 0
22
от
03.
02.20 Документ является собственностью ПА
О
«Т
рансн еф ть».
Документ нем ожет быть без согласия ПА
О
«Т
ран сн еф ть» передан третьим лицам, опубликован вот крытых источниках информации атак же использован для целей, несвязанных с деятельностью, осуществляемой поза ка зу и/
ил ив интересах ПАО
«Т
ра нсн еф ть
» и/
ил и организаций системы «
Тр ансн еф ть»
Документ является собственностью ПАО «Транснефть». Передача третьим лицам запрещена
Докуме нт является собственностью ПАО «Транснефть». Передача третьим лицам запрещена
ПАО «Транснефть» Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Техническое диагностирование и техническое освидетельствование механо-технологического оборудования.
Чаcть 2. Методики технического диагностирования насосов и запорной, предохранительной, регулирующей арматуры
РД-19.100.00-КТН-0036-21 8
-
УЗК сварных соединений патрубка насоса с трубопроводом – в соответствии с
РД-25.160.10-КТН-016-15. При использовании ЭМАП допускается проведение контроля при толщине АКП до 1,5 мм независимо от типа АКП. Для ЭМАТ, в паспортных данных которых указано меньшее значение допустимого зазора между ЭМАП и контролируемой поверхностью, допустимое значение толщины АКП – не более паспортного значения зазора;
-
ВК – в соответствии с ГОСТ Р ИСО 15549, РД-13-03-2006 [2];
- измерение твердости – в соответствии с ГОСТ 22761;
-
ВД – в соответствии с РД-75.200.00-КТН-0119-21, РД-23.080.00-КТН-257-19.
Настройку диагностического оборудования производят в соответствии с РЭ.
Настроечные образцы для проведения ПВК должны соответствовать требованиям РД 13-06-
2006, для МПК – РД-13-05-2006 [1], для УЗК – ГОСТ Р 55724, для ВК – РД-13-03-2006 [2].
5.2.1.5 По результатам проведения НК (ВИК, УЗТ, измерения твердости) выполняют расчет напряжений и определение остаточного ресурса элементов конструкции насосов согласно 5.9. Таблица Методы и объем контроля деталей/узлов насосов и насосов в целом п/п Наименование детали узла насоса/насос в целом Метод контроля Объем контроля
1 2
3 4
1 Все типы насосов в режиме эксплуатации Параметрический Согласно 5.2.3
ВИК
100 %
ВД
Согласно 5.2.4 Контроль герметичности
100 % Контроль отсутствия посторонних шумов
100 %
1.1 Участки подводящего и напорного трубопроводов на расстоянии 250 мм от монтажных сварных соединений патрубок насоса/переходное кольцо – трубопровод
ВИК
100 %
УЗТ
Согласно
5.2.8
МПК или ПВК
В зонах по результатам ВИК
2 Горизонтальные насосы
2.1 Перед разборкой насоса
2.1.1 Корпус (корпусные элементы) и крышка/крышки насоса. Лапы насоса
ВИК
100 %
УЗК В зонах по результатам ВИК
УЗТ Согласно 5.2.8
ПВК или МПК В зонах по результатам ВИК
ПВК или МПК В зонах перехода от карманов сбора Документ предоставлен ООО НИИ Т
ра нсн еф ть»
для ООО «НТ
Ц
Анклав по договору
№ НИИ 0
22
от
03.
02.20 Документ является собственностью ПА
О
«Т
рансн еф ть».
Документ нем ожет быть без согласия ПА
О
«Т
ран сн еф ть» передан третьим лицам, опубликован вот крытых источниках информации атак же использован для целей, несвязанных с деятельностью, осуществляемой поза ка зу и/
ил ив интересах ПАО
«Т
ра нсн еф ть
» и/
ил и организаций системы «
Тр ансн еф ть»
Документ является собственностью ПАО «Транснефть». Передача третьим лицам запрещена
Докуме нт является собственностью ПАО «Транснефть». Передача третьим лицам запрещена
ПАО «Транснефть» Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Техническое диагностирование и техническое освидетельствование механо-технологического оборудования.
Чаcть 2. Методики технического диагностирования насосов и запорной, предохранительной, регулирующей арматуры
РД-19.100.00-КТН-0036-21 9
№ п/п Наименование детали узла насоса/насос в целом Метод контроля Объем контроля
1 2
3 4 утечек к основному металлу корпуса насоса типа НМ,
БНМ и НМП Измерение твердости Согласно 5.2.8 Осмотр
100 %
2.1.2 Насос Контроль осадки фундамента Согласно 5.3.5 2.1.3
Промвальный узел Проверка радиального зазора между втулкой и диафрагмой промвального узла Согласно 5.2.5 2.2 После разборки насоса
2.2.1 Корпус (корпусные элементы) и крышка (крышки) насоса (внутренняя полость)
ВИК
100 %
УЗК В зонах по результатам ВИК
УЗТ Согласно 5.2.8
ПВК или МПК В зонах по результатам ВИК Измерение твердости Согласно 5.2.8 2.2.2 Анкерные (фундаментные) болты насоса
ВИК Согласно разделу
13 (часть 3)
УЗК
2.2.3 Шпильки разъема корпус
– крышка
ВИК Согласно разделу
13 (часть 3)
УЗК Измерение твердости Согласно 5.2.8 2.2.4 Вал
ВИК, УЗК, ВК Согласно 5.4
ПВК или МПК
В зонах по результатам ВИК Измерение твердости
2.2.5 Рабочее колесо (колеса)
ВИК
100 %
ПВК или МПК
В зонах по результатам ВИК
ВК
2.2.6 Направляющий аппарат (аппараты)
ВИК
100 %
2.2.7 Шпонка
ВИК
100 %
2.2.8 Втулка
ВИК
100 %
2.2.9 Фланцевое соединение
ВИК
100 %
2.2.10 Подшипник скольжения (качения)
ВИК
100 %
2.2.11 Торцовое уплотнение насоса
ВИК
100 %
2.2.12 Уплотнительные, регулировочные и дистанционные кольца
ВИК
100 %
2.2.13 Подшипниковый узел насоса
ВИК
100 %
2.2.14
Радиально-упорный подшипник (РУП) насоса
ВИК
100 % Документ предоставлен ООО НИИ Т
ра нсн еф ть»
для ООО «НТ
Ц
Анклав по договору
№ НИИ 0
22
от
03.
02.20 Документ является собственностью ПА
О
«Т
рансн еф ть».
Документ нем ожет быть без согласия ПА
О
«Т
ран сн еф ть» передан третьим лицам, опубликован вот крытых источниках информации атак же использован для целей, несвязанных с деятельностью, осуществляемой поза ка зу и/
ил ив интересах ПАО
«Т
ра нсн еф ть
» и/
ил и организаций системы «
Тр ансн еф ть»
Документ является собственностью ПАО «Транснефть». Передача третьим лицам запрещена
Докуме нт является собственностью ПАО «Транснефть». Передача третьим лицам запрещена
ПАО «Транснефть» Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Техническое диагностирование и техническое освидетельствование механо-технологического оборудования.
Чаcть 2. Методики технического диагностирования насосов и запорной, предохранительной, регулирующей арматуры
РД-19.100.00-КТН-0036-21 10
№ п/п Наименование детали узла насоса/насос в целом Метод контроля Объем контроля
1 2
3 4
2.2.15 Лабиринтное уплотнение
ВИК
100 %
2.2.16 Сварные соединения на корпусе, элементах и деталях насоса
ВИК
100 %
2.2.17 Монтажные сварные соединения патрубок насоса – трубопровод
ВИК
100 %
УЗК Согласно
РД-25.160.10-КТН-
016-15 2.2.18 Шпильки, гайки, болты, шайбы разъемных соединений
ВИК
100 %
3 Вертикальные насосы
3.1 Перед разборкой насоса
3.1.1 Фланцевое соединение напорного патрубка насоса с трубопроводом
ВИК
100 % Крепление насоса к опорному фланцу стакана Осмотр
100 % Фундаментный болт крепления стакана Осмотр
100 % Вал насоса Контроль отклонения от вертикального положения Согласно 5.2.5 и таблице 5.23 3.2 После разборки насоса
3.2.1 Спиральный отвод (
двухспиральная улитка переводной канал,
лопаточный осевой диффузор,
напорная секция/секции, напорная крышка (нагнетательная головка) с напорным патрубком
ВИК
100 %
УЗК В зонах по результатам ВИК
УЗТ Согласно 5.2.8
ПВК или МПК В зонах по результатам ВИК Измерение твердости Согласно 5.2.8 3.2.2
Вал/валы
ВИК, УЗК, ВК Согласно 5.4
ПВК или МПК
В зонах по результатам ВИК Измерение твердости
3.2.3 Рабочее колесо/колеса
ВИК
100 %
ПВК или МПК
В зонах по результатам ВИК
ВК
3.2.4 Шпонки
ВИК
100 %
3.2.5 Втулки
ВИК
100 %
3.2.6 Фланцевые соединения
ВИК
100 %
3.2.7 Осевые подводы (всасывающие раструбы)
ВИК
100 %
3.2.8 Колонна
ВИК
100 %
3.2.9 Фонарь
ВИК
100 % Документ предоставлен ООО НИИ Т
ра нсн еф ть»
для ООО «НТ
Ц
Анклав по договору
№ НИИ 0
22
от
03.
02.20 Документ является собственностью ПА
О
«Т
рансн еф ть».
Документ нем ожет быть без согласия ПА
О
«Т
ран сн еф ть» передан третьим лицам, опубликован вот крытых источниках информации атак же использован для целей, несвязанных с деятельностью, осуществляемой поза ка зу и/
ил ив интересах ПАО
«Т
ра нсн еф ть
» и/
ил и организаций системы «
Тр ансн еф ть»
Документ является собственностью ПАО «Транснефть». Передача третьим лицам запрещена
Докуме нт является собственностью ПАО «Транснефть». Передача третьим лицам запрещена
ПАО «Транснефть» Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Техническое диагностирование и техническое освидетельствование механо-технологического оборудования.
Чаcть 2. Методики технического диагностирования насосов и запорной, предохранительной, регулирующей арматуры
РД-19.100.00-КТН-0036-21 11
№ п/п Наименование детали узла насоса/насос в целом Метод контроля Объем контроля
1 2
3 4
3.2.10 Сварные соединения на корпусе, элементах и деталях насоса
ВИК
100 %
3.2.11 Монтажное сварное соединение подводящий трубопровод-приемный патрубок стакана
ВИК
100 %
УЗК
Согласно
РД-25.160.10-КТН-
016-15 3.2.12 Шпильки, гайки, болты, шайбы разъемных соединений
ВИК
100 %
3.2.13 Торцовые уплотнения насоса
ВИК
100 %
3.2.14 Уплотнительные, регулировочные и дистанционные кольца
ВИК
100 %
3.2.4 Подшипники, подшипниковые корпуса и узлы
ВИК
100 %
3.2.15 Система электроподогрева для поддержания номинальной температуры смазки (масла) блока подшипников на насосах Worthington. Система электроподогрева торцового уплотнения и сборника утечек нефти на насосах типа НПВ
ВИК
100 % Проверка работоспособности
100 %
3.2.16 Стакан
ВИК
100 %
УЗК В зонах по результатам ВИК
УЗТ Согласно 5.2.8
ПВК или МПК В зонах по результатам ВИК Измерение твердости Согласно 5.2.8 Контроль отклонения опорного фланца от горизонтального положения Согласно 5.2.5 и таблице 5.23
5.2.2 Анализ технической документации При проведении анализа ТД рассмотрению подлежат
- ТД изготовителя насоса, его деталей и элементов (вал, ротор, торцовые уплотнения, подшипники, муфты и др паспорта/копии паспортов, сертификаты, РЭ;
- ТД на анкерные болты/шпильки (чертеж анкерного болта/шпильки, монтажный или сборочный чертеж оборудования, в состав которого входят диагностируемые анкерные болты/шпильки);
- эксплуатационные документы (паспорт/формуляр), акт проведения балансировки Документ предоставлен ООО НИИ Т
ра нсн еф ть»
для ООО «НТ
Ц
Анклав по договору
№ НИИ 0
22
от
03.
02.20 Документ является собственностью ПА
О
«Т
рансн еф ть».
Документ нем ожет быть без согласия ПА
О
«Т
ран сн еф ть» передан третьим лицам, опубликован вот крытых источниках информации атак же использован для целей, несвязанных с деятельностью, осуществляемой поза ка зу и/
ил ив интересах ПАО
«Т
ра нсн еф ть
» и/
ил и организаций системы «
Тр ансн еф ть»
Документ является собственностью ПАО «Транснефть». Передача третьим лицам запрещена
Докуме нт является собственностью ПАО «Транснефть». Передача третьим лицам запрещена
ПАО «Транснефть» Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Техническое диагностирование и техническое освидетельствование механо-технологического оборудования.
Чаcть 2. Методики технического диагностирования насосов и запорной, предохранительной, регулирующей арматуры
РД-19.100.00-КТН-0036-21 12 ротора, протокол наладки насоса, акт дефектоскопического контроля вала, акты ВД, в т. ч. для вертикальных ПНА акт замены смазки (масла
- документы по отказами повреждениям, ранее проведенным техническим освидетельствованиям и ремонтам
- действующие в ОСТ инструкции по эксплуатации, регламентирующие порядок проведения и учета ТОРа также график ТО, ремонтов и диагностических контролей;
- предписания контролирующих организаций.
5.2.2.2 При рассмотрении ТД проводят
- определение соответствия технических характеристики конструкции насоса требованиям эксплуатационных документов
- определение материала и геометрических размеров диагностируемых анкерных болтов/шпилек;
- выявление отклонений от назначенных характеристик, имевших место при эксплуатации (нарушениях эксплуатационных режимов, авариях и др
- анализ изменения вибрационных параметров по результатам сравнения результатов проведенного ВД с результатами ранее проведенных ВД;
- анализ имеющейся информации об эксплуатационных режимах, сроках службы и наработках насоса, вала насоса, торцовых уплотнений и подшипников за период эксплуатации на момент проведения оценки остаточного срока службы
- анализ информации об отказах, неисправностях, ранее проведенных ремонтах и профилактических мероприятиях, связанных с ТО и ТР в процессе эксплуатации.
5.2.2.3 По результатам рассмотрения ТД:
- делают при необходимости вывод о влиянии имевших место отказов, неисправностей и отклонений от назначенных характеристик (нарушений эксплуатационных режимов, аварийна текущее состояние насоса
- делают вывод о соответствии фактических условий эксплуатации насоса паспортным данным, РЭ, другой действующей НД и ТД, в т. ч. оценку полноты ТО, диагностических контролей, ремонтов и проведения технического освидетельствования, экспертизы промышленной безопасности и технического диагностирования
- проводят определение запаса ресурса по наработке для вала, торцовых уплотнений, подшипников, других деталей и элементов насоса с ограниченным ресурсом
- делают вывод о наличии, правильности и своевременности ведения документации Документ предоставлен ООО НИИ Т
ра нсн еф ть»
для ООО «НТ
Ц
Анклав по договору
№ НИИ 0
22
от
03.
02.20 Документ является собственностью ПА
О
«Т
рансн еф ть».
Документ нем ожет быть без согласия ПА
О
«Т
ран сн еф ть» передан третьим лицам, опубликован вот крытых источниках информации атак же использован для целей, несвязанных с деятельностью, осуществляемой поза ка зу и/
ил ив интересах ПАО
«Т
ра нсн еф ть
» и/
ил и организаций системы «
Тр ансн еф ть»
Документ является собственностью ПАО «Транснефть». Передача третьим лицам запрещена
Докуме нт является собственностью ПАО «Транснефть». Передача третьим лицам запрещена
ПАО «Транснефть» Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Техническое диагностирование и техническое освидетельствование механо-технологического оборудования.
Чаcть 2. Методики технического диагностирования насосов и запорной, предохранительной, регулирующей арматуры
РД-19.100.00-КТН-0036-21 13
- оформляют акт анализа ТД.
5.2.2.4 Акт по результатам анализа ТД оформляют в соответствии с Б (приложение Б, часть 1).

---

5.2.3 Параметрический контроль Цель обследования МНА, ПНА по эксплуатационным параметрам параметрический контроль) – оценка эффективности работы МНА, ПНА: определение фактического напора насоса, фактического КПД насоса, фактического кавитационного запаса на момент обследования и за предшествующий период эксплуатации) и сравнение полученных данных с базовыми или паспортными значениями, выдача заключения.
5.2.3.2 Параметрический контроль проводят перед разборкой МНА, ПНА.
5.2.3.3 Эксплуатационные параметры насоса МНА, ПНА определяют по результатам измерений, полученным при проведении испытаний или поданным штатных систем контроля параметров насосного агрегата АСУТП объекта.
5.2.3.4 Обследование насосов проводят в рабочем диапазоне подач на установившихся режимах перекачки нефти/нефтепродуктов, существующих в момент проведения работ, предоставленных заказчиком.
5.2.3.5 До начала обследования насосного агрегата проводят наружный осмотр насосного агрегата, измерение диаметров трубопроводов на входящем и выходящем патрубках насоса.
5.2.3.6 При проведении параметрического контроля определяют
- КПД насосного агрегата
- давление на входе и выходе насоса
- напряжение, ток, мощность
- частоуа вращения ротора насоса
- подачу
- плотность, вязкость, температура перекачиваемого продукта
- температуру подшипников
- температуру корпуса насоса
- параметры системы смазки (давление (в т. ч. перед подшипниками, температуру.
5.2.3.7 Определение КПД насосного агрегата, мощность, подача, напора также оценку соответствия проводят согласно РД-23.080.00-КТН-158-16. Документ предоставлен ООО НИИ Т
ра нсн еф ть»
для ООО «НТ
Ц
Анклав по договору
№ НИИ 0
22
от
03.
02.20 Документ является собственностью ПА
О
«Т
рансн еф ть».
Документ нем ожет быть без согласия ПА
О
«Т
ран сн еф ть» передан третьим лицам, опубликован вот крытых источниках информации атак же использован для целей, несвязанных с деятельностью, осуществляемой поза ка зу и/
ил ив интересах ПАО
«Т
ра нсн еф ть
» и/
ил и организаций системы «
Тр ансн еф ть»
Документ является собственностью ПАО «Транснефть». Передача третьим лицам запрещена
Докуме нт является собственностью ПАО «Транснефть». Передача третьим лицам запрещена
ПАО «Транснефть» Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Техническое диагностирование и техническое освидетельствование механо-технологического оборудования.
Чаcть 2. Методики технического диагностирования насосов и запорной, предохранительной, регулирующей арматуры
РД-19.100.00-КТН-0036-21 14 5.2.3.8 Средства измерений следует использовать таким образом, чтобы предельная погрешность результатов измерений на номинальном (заданном) режиме не превышала ±3 % для всех параметров, кроме частоты вращения вала и КПД. Для частоты вращения вала – ±1 %, для КПД – ±5 %. По результатам выполнения измерений и расчетов фактических эксплуатационных параметров насоса и электродвигателя МНА, ПНА проводят их сравнение с паспортными данными, выдают заключение с учетом оценки работоспособности насоса согласно
РД-75.200.00-КТН-0119-21.
5.2.3.9 Акт по результатам измерений и расчета параметров насосов МНА и ПНА оформляют в соответствии с Б (приложение Б, часть 1).
5.2.4 Вибродиагностический контроль При проведении измерений МНА, ПНА должны находиться под нагрузкой, соответствующей требованиям эксплуатации.
5.2.4.2 В качестве измеряемого параметра вибрации устанавливают СКЗ виброскорости в рабочей полосе частот от 10 до 1000 Гц.
5.2.4.3 Вертикальную составляющую вибрации подшипниковых опор насоса измеряют на верхней части крышки подшипника над серединой длины его вкладыша.
5.2.4.4 Горизонтально-поперечную и горизонтально-осевую составляющую вибрации подшипниковых опор насоса измеряют на уровне оси вала насоса против середины длины опорного вкладыша.
5.2.4.5 Вибрации элементов крепления насоса к фундаменту измеряют и контролируют в вертикальном направлении.
5.2.4.6 Перед началом измерения вибрации необходимо
- провести внешний осмотр
- определить положение контрольных точек измерения
- зафиксировать технологические параметры перекачки объемный расход, давление в трубопроводе.
5.2.4.7 Контрольные точки измерения вибрации магистральных и горизонтальных подпорных насосов
- подшипниковые опоры
- фундаментные болты Документ предоставлен ООО НИИ Т
ра нсн еф ть»
для ООО «НТ
Ц
Анклав по договору
№ НИИ 0
22
от
03.
02.20 Документ является собственностью ПА
О
«Т
рансн еф ть».
Документ нем ожет быть без согласия ПА
О
«Т
ран сн еф ть» передан третьим лицам, опубликован вот крытых источниках информации атак же использован для целей, несвязанных с деятельностью, осуществляемой поза ка зу и/
ил ив интересах ПАО
«Т
ра нсн еф ть
» и/
ил и организаций системы «
Тр ансн еф ть»
Документ является собственностью ПАО «Транснефть». Передача третьим лицам запрещена
Докуме нт является собственностью ПАО «Транснефть». Передача третьим лицам запрещена
ПАО «Транснефть» Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Техническое диагностирование и техническое освидетельствование механо-технологического оборудования.
Чаcть 2. Методики технического диагностирования насосов и запорной, предохранительной, регулирующей арматуры
РД-19.100.00-КТН-0036-21 15
- лапы насоса
- опорные плиты закладной конструкции фундамента насоса
- фундамент (бетон) рядом с опорными плитами.
5.2.4.8 Схема расположения точек измерения вибрации магистральных и горизонтальных подпорных насосов приведена на рисунке 5.1.
5.2.4.9 Контрольные точки измерения вибрации вертикальных подпорных насосов
- верхняя подшипниковая опора
- фундаментные болты
- фундаментная плита.
5.2.4.10 Схема расположения точек измерения вибрации вертикального подпорного насоса приведена на рисунке 5.2.
5.2.4.11 Оценку технического состояния насосав зависимости от величины вибрации проводят по РД-23.080.00-КТН-257-19, ОТТ-23.080.00-КТН-270-19, РД-75.200.00-КТН-0119-21 и ГОСТ ИСО 10816-1.
5.2.4.12 Оценка технического состояния насосов в зависимости от величины вибрации приведена в 5.9 (таблица 5.22).
5.2.4.13 Допустимое СКЗ виброскорости на лапах насосав вертикальном направлении – не более 1,8 мм/с.
5.2.4.14 Акт результатов измерений вибрации оформляют в соответствии с Б приложение Б, часть 1). Рисунок 5.1 – Схема расположения точек измерения вибрации магистральных и горизонтальных подпорных насосов Фундаментный болт Лапа L4
Закл. элемент R4 Фундамент F4 Фундаментный болт Лапа L2
Закл. элемент R2 Фундамент F2
Вертик. V1
Гориз. Осевая А1
Фундаментный болт Лапа L3
Закл. элемент R3 Фундамент F3 Фундаментный болт Лапа L6
Закл. элемент R6 Фундамент F6 муфта
I Фундаментный болт А Лапа L Закладной элемент R Фундамент F
I
Вертик. V2
Гориз. Осевая А2
Д
ок ум ент предоставлен ООО НИИ Т
ра нсн еф ть»
для ООО «НТ
Ц
Анклав по договору
№ НИИ 0
22
от
03.
02.20 Документ является собственностью ПА
О
«Т
рансн еф ть».
Документ нем ожет быть без согласия ПА
О
«Т
ран сн еф ть» передан третьим лицам, опубликован вот крытых источниках информации атак же использован для целей, несвязанных с деятельностью, осуществляемой поза ка зу и/
ил ив интересах ПАО
«Т
ра нсн еф ть
» и/
ил и организаций системы «
Тр ансн еф ть»
Документ является собственностью ПАО «Транснефть». Передача третьим лицам запрещена
Докуме нт является собственностью ПАО «Транснефть». Передача третьим лицам запрещена
ПАО «Транснефть» Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Техническое диагностирование и техническое освидетельствование механо-технологического оборудования.
Чаcть 2. Методики технического диагностирования насосов и запорной, предохранительной, регулирующей арматуры
РД-19.100.00-КТН-0036-21 16 Рисунок 5.2 – Схема расположения точек измерения вибрации вертикального подпорного насоса
5.2.5 Визуальный и измерительный контроль ВИК насосов, их узлов и деталей выполняют в объеме, приведенном в таблице 5.1.
5.2.5.2 В процессе измерительного контроля узлов магистральных и горизонтальных подпорных насосов выполняют
- измерение зазоров в подшипниках насоса
- проверку прилегания шеек валов насоса, к нижним вкладышам подшипников скольжения
- проверку зазоров вал – импеллерная втулка, уплотнительное кольцо – рабочее колесо насоса
- проверку положения рабочего колеса насоса по отношению к корпусу
- проверку степени износа корпуса насосав местах установки торцевых уплотнений и уплотнительных колец
- измерение уклонов вала и корпуса насоса
- измерение зазора между крышкой РУП и корпусом подшипника магистрального насоса
- измерение установочного зазора торцовых уплотнений
- измерение зазоров в лабиринтных уплотнениях подшипников
- измерение расстояния между торцами вала насоса и валом ротора электродвигателя А А Б Ф Б Ф Б Ф Б Ф
Фунд-т (Ф1…Ф4)
V НА Болт (Б1…Б4) Документ предоставлен ООО НИИ Т
ра нсн еф ть»
для ООО «НТ
Ц
Анклав по договору
№ НИИ 0
22
от
03.
02.20 Документ является собственностью ПА
О
«Т
рансн еф ть».
Документ нем ожет быть без согласия ПА
О
«Т
ран сн еф ть» передан третьим лицам, опубликован вот крытых источниках информации атак же использован для целей, несвязанных с деятельностью, осуществляемой поза ка зу и/
ил ив интересах ПАО
«Т
ра нсн еф ть
» и/
ил и организаций системы «
Тр ансн еф ть»
Документ является собственностью ПАО «Транснефть». Передача третьим лицам запрещена
Докуме нт является собственностью ПАО «Транснефть». Передача третьим лицам запрещена
ПАО «Транснефть» Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Техническое диагностирование и техническое освидетельствование механо-технологического оборудования.
Чаcть 2. Методики технического диагностирования насосов и запорной, предохранительной, регулирующей арматуры
РД-19.100.00-КТН-0036-21 17
- проверку прилегания лап насоса к фундаменту
- проверку радиального зазора по окружности между втулкой и диафрагмой промвального узла.
5.2.5.3 В процессе измерительного контроля узлов вертикальных подпорных насосов выполняют
- проверку положения рабочего колеса насоса по отношению к корпусу- проверку зазоров втулка вала – втулка крестовины, рабочее колесо – кольцо уплотнительное, втулка вала – втулка переводного канала, втулка вала – вкладыш подшипника втулка вала – втулка гильзы
- измерение зазоров в лабиринтных уплотнениях подшипников
- проверку состояния подшипников качения насоса
- измерение установочного зазора торцовых уплотнений- контроль отклонения вала от вертикального положения- контроль отклонения опорного фланца стакана от горизонтального положения Фактические значения установочных размеров, зазоров, прилегания шеек валов и степень износа деталей насоса сравнивают со значениями, приведенными в паспорте Проверку состояния РУП магистрального насоса проводят согласно эксплуатационным документам изготовителя насоса. Зазор между крышкой РУП и корпусом подшипника магистрального насоса должен быть равномерным по окружности и не превышать 5 мм.
5.2.5.6 Несовпадение осей рабочего колеса и отвода не должно превышать величины, указанной в ТД на конкретный тип насоса. Отклонение контролируют в плоскости разъема.
5.2.5.7 Радиальный зазор по окружности между втулкой и диафрагмой промвального узла – не более 0,5 мм.
5.2.5.8 На болтах, шпильках, гайках и резьбах состояние резьбы проверяют внешним осмотром, на резьбе деталей не должно быть вмятин, забоин, выкрашиваний и срывов более двух ниток. Шпильки разъема корпус – крышка и анкерные болты насосов диагностируют в соответствии с разделом 13 (часть 3).
5.2.5.9 Стопорные и пружинные шайбы
- стопорные шайбы не должны иметь трещин и надрывов в местах перегиба
- пружинные шайбы, бывшие в употреблении, могут быть использованы повторно, если они не потеряли своей упругости, которая характеризуется величиной развода концов Документ предоставлен ООО НИИ Т
ра нсн еф ть»
для ООО «НТ
Ц
Анклав по договору
№ НИИ 0
22
от
03.
02.20 Документ является собственностью ПА
О
«Т
рансн еф ть».
Документ нем ожет быть без согласия ПА
О
«Т
ран сн еф ть» передан третьим лицам, опубликован вот крытых источниках информации атак же использован для целей, несвязанных с деятельностью, осуществляемой поза ка зу и/
ил ив интересах ПАО
«Т
ра нсн еф ть
» и/
ил и организаций системы «
Тр ансн еф ть»
Документ является собственностью ПАО «Транснефть». Передача третьим лицам запрещена
Докуме нт является собственностью ПАО «Транснефть». Передача третьим лицам запрещена
ПАО «Транснефть» Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Техническое диагностирование и техническое освидетельствование механо-технологического оборудования.
Чаcть 2. Методики технического диагностирования насосов и запорной, предохранительной, регулирующей арматуры
РД-19.100.00-КТН-0036-21 18 шайб. Нормальный развод шайбы равен двойной ее толщине, допустимый − полуторной толщине.
5.2.5.10 Прилегание шеек вала по всей длине вкладышей должно быть обеспечено на угле охвата от 60° до 90°.
5.2.5.11 На корпусных деталях и плоскостях разъемов выявляют наличие коррозионного износа отдельных мест внутренней полости, дефектов отливки (свищей и др, трещин, рисок, забоин. Рабочие колеса проверяют на наличие/отсутствие эрозионного и коррозионного износа, сквозных отверстий в дисках и лопастях, местного износа, раковин, трещин глубиной более
0,15 от толщины стенки рабочего колеса вместе дефекта, глубоких кольцевых рисок и царапин на диске колеса вследствие касания колесом корпуса, износа уплотняющих поясов, поломки дисков и лопастей. Оценивают состояние шпонок фиксации элементов ротора навалу. Шпоночные пазы и шпонки должны соответствовать ТД изготовителя. Износ, смятие и люфт шпонок в шпоночных пазах недопустимы У подшипников качения проверяют отсутствие трещин колец, выкрашивания металла на кольцах, телах качения, выбоины на дорожках качения колец, забоин, вмятин, глубоких рисок на кольцах и сепараторах подшипников, изменения цвета, проверяют обеспечение надежной смазки. Проводят измерение и анализ (завесь период эксплуатации подшипников) значений температуры подшипников на соответствие НД и ТД.
5.2.5.13 У подшипников скольжения проверяют отсутствие искажения правильной геометрической формы поверхности трения, наплывов, царапин, трещин, глубоких рисок на поверхности трения, выработки вкладыша, отслоение баббита, раковин на поверхности трения. Проводят измерение и анализ значений температуры подшипников и параметров системы смазки (при ее наличии) на соответствие НД и ТД завесь период эксплуатации подшипников.
5.2.5.14 У торцовых уплотнений проверяют величину утечек нефти/нефтепродуктов, которые не должны превышать значений, приведенных в паспорте на торцовое уплотнение. Проверка основных размеров, качества притирки пар трения, состояния резиновых уплотнений, упругости пружин торцовых уплотнений, наличия в паспорте данных стендовых испытаний с указанием материала пары трения, размеров колец, испытательного давления, контроль уплотнительных материалов. Рабочие поверхности контактных колец должны иметь заданную шероховатость согласно ТД изготовителя. При незначительных царапинах, рисках должно производиться восстановление поверхности контактных колец притиркой. Наличие Документ предоставлен ООО НИИ Т
ра нсн еф ть»
для ООО «НТ
Ц
Анклав по договору
№ НИИ 0
22
от
03.
02.20 Документ является собственностью ПА
О
«Т
рансн еф ть».
Документ нем ожет быть без согласия ПА
О
«Т
ран сн еф ть» передан третьим лицам, опубликован вот крытых источниках информации атак же использован для целей, несвязанных с деятельностью, осуществляемой поза ка зу и/
ил ив интересах ПАО
«Т
ра нсн еф ть
» и/
ил и организаций системы «
Тр ансн еф ть»
Документ является собственностью ПАО «Транснефть». Передача третьим лицам запрещена
Докуме нт является собственностью ПАО «Транснефть». Передача третьим лицам запрещена
ПАО «Транснефть» Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Техническое диагностирование и техническое освидетельствование механо-технологического оборудования.
Чаcть 2. Методики технического диагностирования насосов и запорной, предохранительной, регулирующей арматуры
РД-19.100.00-КТН-0036-21 19 сколов и трещин не допускается. На пружинах уплотнений не допускается выпучиваний, трещин. Взаимная непараллельность торцов пружины, а также их перекос относительно осине должны превышать размеров, приведенных в чертежах. При наличии недопустимого дефекта замену торцовые уплотнения заменяют на новый комплект (в сборе. Проверяют срабатывание системы контроля утечек через торцовые уплотнения или наличие давления утечек. На некоторых типах насосов могут быть установлены датчики давления утечек.
5.2.5.15 Прилегание лап насоса к опорным поверхностям фундаментной закладной рамы должно быть на площади не менее 75 %. Прилегание проверяют с помощью щупа
0,05 мм.
5.2.5.16 Допустимые значения отклонений насосов от горизонтального и вертикального положения приведены в 5.9 (таблица.
5.2.5.17 Акт по результатам ВИК оформляют в соответствии с Б (приложение Б, часть 1).
5.2.6 Контроль корпусных деталей ультразвуковым методом контроля Контроль осуществляют на частоте от 2,5 до 5 МГц. Применяют прямые
ЭМАП, прямые и наклонные совмещенные и раздельно-совмещенные ПЭП. Схемы контроля основного металла корпусных деталей приведены на рисунке 5.3. а) схема контроля прямыми совмещенными
ЭМАП, прямыми совмещенными или раздельно-совмещенными ПЭП на наличие внутренних несплошностей; б) схема контроля наклонными раздельно- совмещенными или совмещенными ПЭП на наличие внутренних несплошностей и несплошностей, развивающихся с внутренней поверхности Рисунок 5.3 – Схема контроля основного металла корпусных деталей
5.2.6.2 Настройку дефектоскопа проводят согласно РЭ дефектоскопа. После настройки дефектоскопа проводят контроль прямыми ультразвуковыми ПЭП. Схема контроля прямыми ультразвуковыми ПЭП приведена на рисунке 5.4. Шаг сканирования, те. расстояние между линиями перемещения ПЭП, выбирают равным не более половины диаметра или ширины ПЭП. Документ предоставлен ООО НИИ Т
ра нсн еф ть»
для ООО «НТ
Ц
Анклав по договору
№ НИИ 0
22
от
03.
02.20 Документ является собственностью ПА
О
«Т
рансн еф ть».
Документ нем ожет быть без согласия ПА
О
«Т
ран сн еф ть» передан третьим лицам, опубликован вот крытых источниках информации атак же использован для целей, несвязанных с деятельностью, осуществляемой поза ка зу и/
ил ив интересах ПАО
«Т
ра нсн еф ть
» и/
ил и организаций системы «
Тр ансн еф ть»
Документ является собственностью ПАО «Транснефть». Передача третьим лицам запрещена
Докуме нт является собственностью ПАО «Транснефть». Передача третьим лицам запрещена
ПАО «Транснефть» Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Техническое диагностирование и техническое освидетельствование механо-технологического оборудования.
Чаcть 2. Методики технического диагностирования насосов и запорной, предохранительной, регулирующей арматуры
РД-19.100.00-КТН-0036-21 20 2
1 – зона, подлежащая контролю 2 – шаг сканирования 3 – линии сканирования (перемещения
ПЭП); 4 – условные размеры выявленного дефекта Рисунок 5.4 – Схема контроля прямыми ультразвуковыми ПЭП
5.2.6.3 Глубину залегания выявленных несплошностей определяют
- по положению эхо-импульса в зоне АСД (длительность зоны АСД пропорциональна толщине контролируемого металла
- по показаниям глубиномера.
5.2.6.4 Контроль основного металла корпусных деталей на наличие несплошностей с использованием наклонных ПЭП выполняют по схеме, приведенной на рисунке 5.3.
5.2.6.5 При этом могут быть выявлены несплошности, находящиеся в основном металле, а также несплошности, развивающиеся с внутренней поверхности, например, усталостные трещины.
5.2.6.6 По результатам УЗК оборудование считают годным к эксплуатации, если небыли обнаружены дефекты с размерами, превышающими значения, приведенные в 5.9 таблицы 5.20 и 5.21).

---

5.2.7 Контроль проникающими веществами и магнитопорошковый контроль ПВК проводят в целях выявления поверхностных или сквозных несплошностей: трещин, пор, шлаковых включений, раковин, межкристаллитной коррозии, коррозионного растрескивания и других несплошностей, а также мест их расположения, протяженности и характера распространения.
5.2.7.2 МПК применяют для выявления поверхностных и подповерхностных нарушений сплошности металла из ферромагнитных материалов – трещин, волосовин, расслоений, закатов в поковках, прокате ив литых деталях, а также дефектов сварных соединений (трещины, непровары, шлаковые включения и др.
4 1
3 Документ предоставлен ООО НИИ Т
ра нсн еф ть»
для ООО «НТ
Ц
Анклав по договору
№ НИИ 0
22
от
03.
02.20 Документ является собственностью ПА
О
«Т
рансн еф ть».
Документ нем ожет быть без согласия ПА
О
«Т
ран сн еф ть» передан третьим лицам, опубликован вот крытых источниках информации атак же использован для целей, несвязанных с деятельностью, осуществляемой поза ка зу и/
ил ив интересах ПАО
«Т
ра нсн еф ть
» и/
ил и организаций системы «
Тр ансн еф ть»
Документ является собственностью ПАО «Транснефть». Передача третьим лицам запрещена
Докуме нт является собственностью ПАО «Транснефть». Передача третьим лицам запрещена
ПАО «Транснефть» Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Техническое диагностирование и техническое освидетельствование механо-технологического оборудования.
Чаcть 2. Методики технического диагностирования насосов и запорной, предохранительной, регулирующей арматуры
РД-19.100.00-КТН-0036-21 21 5.2.7.3 ПВК/ МПК проводят в обязательном порядке, если при УЗК не выявлено наличие предполагаемых дефектов.
5.2.7.4 ПВК/МПК (на усмотрение специалиста НК) основного металла корпусных и других деталей насоса на наличие дефектов выполняют
- в местах/зонах предполагаемых и выявленных дефектов по результатам ВИК;
- в зонах, выявленных несплошностей по результатам УЗК сварных соединений
- в зонах перехода от карманов сбора утечек к основному корпусу на насосах типа НМ, БНМ и НМП.
5.2.7.5 Выявленные при ПВК/МПК трещины и другие несплошности должны быть подвергнуты УЗК для определения размеров распространения их в глубину, уточнения конфигурации (внутри детали) несплошностей и остаточной толщины детали в зоне дефекта.
5.2.7.6 Корпусные детали могут быть подвергнуты ПВК как в процессе эксплуатации, таки после разборки насоса.
5.2.7.7 При наличии индикаторных следов на слое проявителя измеряют их длины. На эскиз контролируемого участка поверхности корпусных деталей переносят полученные индикаторные следы с сохранением их направления относительно конструктивных элементов корпусных деталей или границ контролируемого участка поверхности этих деталей. На эскизе указывают размеры индикаторных следов, а также расстояния между ними, если их несколько.
5.2.7.8 По результатам ПВК или МПК оборудование считается годным к эксплуатации, если небыли обнаружены дефекты с размерами, превышающими значения, приведенные в 5.9 таблица 5.20).
5.2.8 Измерение толщины стенки и твердости элементов насоса
5.2.8.1 Измерения толщины стенок и твердости элементов насоса выполняют с целью анализа их изменения по мере наработки или срока службы насоса.
5.2.8.2 Измерение твердости осуществляют для получения текущих значений предела прочности в материала корпуса и других деталей на момент обследования.
5.2.8.3 Измерения толщин стенок и твердости корпусов насосов осуществляют в местах с концентраторами напряжений. Кроме этого, измерения выполняют
- на крышке спирального магистрального, горизонтального подпорного насоса – не менее чем в двух зонах на стенке спирального отвода Документ предоставлен ООО НИИ Т
ра нсн еф ть»
для ООО «НТ
Ц
Анклав по договору
№ НИИ 0
22
от
03.
02.20 Документ является собственностью ПА
О
«Т
рансн еф ть».
Документ нем ожет быть без согласия ПА
О
«Т
ран сн еф ть» передан третьим лицам, опубликован вот крытых источниках информации атак же использован для целей, несвязанных с деятельностью, осуществляемой поза ка зу и/
ил ив интересах ПАО
«Т
ра нсн еф ть
» и/
ил и организаций системы «
Тр ансн еф ть»
Документ является собственностью ПАО «Транснефть». Передача третьим лицам запрещена
Докуме нт является собственностью ПАО «Транснефть». Передача третьим лицам запрещена
ПАО «Транснефть» Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Техническое диагностирование и техническое освидетельствование механо-технологического оборудования.
Чаcть 2. Методики технического диагностирования насосов и запорной, предохранительной, регулирующей арматуры
РД-19.100.00-КТН-0036-21 22
- на основании корпуса спирального магистрального, горизонтального подпорного насоса – не менее чем в пяти зонах, включая по одному измерению в нижней части корпуса со стороны приемного и нагнетательного патрубков
- на секционных магистральных, подпорных насосах – не менее чем в двух зонах на входной и напорной крышках, не менее чем водной зоне в нижней части каждой корпусной секции (ступени) направляющих аппаратов, приемного и нагнетательного патрубков
- на вертикальных подпорных насосах – не менее чем в трех зонах на каждой части каждого элемента) корпуса насоса
- на приемном стакане вертикального подпорного насосав одной зоне в нижней части приемного патрубка, не менее чем в трех зонах на днище, четырех зонах на цилиндрической части стакана.
- на подводящем и напорном трубопроводах – не менее чем в четырех точках, равномерно расположенных по длине окружности трубопровода
5.2.8.4 Измерение твердости шпилек насосов осуществляют с торцевой стороны.
5.2.8.5 Измерение толщины стенки и твердости элементов насоса осуществляют также в зонах, где при визуальном контроле обнаружено уменьшение толщины стенок от абразивного, эрозионного или коррозионного фактора воздействия.
5.2.8.6 Акт по результатам измерений твердости металла оформляют в соответствии с Б (приложение Б, часть 1).
5.2.8.7 Акт по результатам измерений толщины оформляют в соответствии с Б приложение Б, часть 1).
5.3 Техническое диагностирование фундаментов
5.3.1 Основные положения
Техническое диагностирование фундаментов МНА, ПНА с применением ВД, ВИК, геодезического контроля и определение прочности бетона фундамента выполнют с целью выявления несоответствий требованиям НД и ТД. Критерии отбраковки фундаментов, а также признаки, характеризующие состояния железобетонных конструкций, – в соответствии с 5.9.
5.3.2 Анализ технической документации При проведении анализа ТД рассмотрению подлежат
- проектная документация
- эксплуатационные документы Документ предоставлен ООО НИИ Т
ра нсн еф ть»
для ООО «НТ
Ц
Анклав по договору
№ НИИ 0
22
от
03.
02.20 Документ является собственностью ПА
О
«Т
рансн еф ть».
Документ нем ожет быть без согласия ПА
О
«Т
ран сн еф ть» передан третьим лицам, опубликован вот крытых источниках информации атак же использован для целей, несвязанных с деятельностью, осуществляемой поза ка зу и/
ил ив интересах ПАО
«Т
ра нсн еф ть
» и/
ил и организаций системы «
Тр ансн еф ть»
Документ является собственностью ПАО «Транснефть». Передача третьим лицам запрещена
Докуме нт является собственностью ПАО «Транснефть». Передача третьим лицам запрещена
ПАО «Транснефть» Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Техническое диагностирование и техническое освидетельствование механо-технологического оборудования.
Чаcть 2. Методики технического диагностирования насосов и запорной, предохранительной, регулирующей арматуры
РД-19.100.00-КТН-0036-21 23
- исполнительная документация
- сведения о контроле осадки фундамента (журнал контроля осадки фундамента, журнал нивелирных отметок.
5.3.2.2 При рассмотрении ТД
на фундамент проводят
- определение соответствия характеристики конструкции фундамента требованиям проектной документации и эксплуатационных документов
- выявление отклонений от назначенных характеристик, имевших место при эксплуатации
- анализ информации о неисправностях, ранее проведенных ремонтах и профилактических мероприятиях, связанных с ТОР в процессе эксплуатации.
5.3.2.3 По результатам рассмотрения ТД:
- делают вывод о соответствии фактического состояния фундамента проектным данным
- оформляют акт анализа ТД.
5.3.2.4 Акт по результатам анализа ТД оформляют в соответствии с Б (приложение Б, часть 1).
5.3.3 Подготовительные работы До начала обследования необходимо провести предварительный осмотр объекта для определения объема, специфики и направленности обследования, необходимых подготовительных работ (очистка поверхностей от штукатурки для мест определения прочности бетона, масляной краски, пыли и т. д.
5.3.3.2 Признаками аварийного состояния конструкций являются
- полностью или частично разрушенные участки, разрывы арматуры, повреждения бетона в сжатых элементах и т. д
- трещины в бетоне трещины сдвига, трещины раздробления бетона в сжатых элементах, превышающие допустимые значения раскрытия, установленные в НД;
- повреждения от воздействия высоких температур изменение цвета бетона, нарушение сцепления арматуры с бетоном, образование на поверхности бетона мелкой сетки трещин, отслаивание бетона и провисание арматуры Документ предоставлен ООО НИИ Т
ра нсн еф ть»
для ООО «НТ
Ц
Анклав по договору
№ НИИ 0
22
от
03.
02.20 Документ является собственностью ПА
О
«Т
рансн еф ть».
Документ нем ожет быть без согласия ПА
О
«Т
ран сн еф ть» передан третьим лицам, опубликован вот крытых источниках информации атак же использован для целей, несвязанных с деятельностью, осуществляемой поза ка зу и/
ил ив интересах ПАО
«Т
ра нсн еф ть
» и/
ил и организаций системы «
Тр ансн еф ть»
Документ является собственностью ПАО «Транснефть». Передача третьим лицам запрещена
Докуме нт является собственностью ПАО «Транснефть». Передача третьим лицам запрещена
ПАО «Транснефть» Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Техническое диагностирование и техническое освидетельствование механо-технологического оборудования.
Чаcть 2. Методики технического диагностирования насосов и запорной, предохранительной, регулирующей арматуры
РД-19.100.00-КТН-0036-21 24
- повреждения от воздействия агрессивных сред коррозионное разрушение бетона, его расслоение, выщелачивание, разрыхление, образование слоя ржавчины и уменьшение сечения рабочей арматуры
- нарушение сцепления арматуры с бетоном.
5.3.3.3 При подготовке к обследованию разрабатывают рабочие схемы обследуемого фундамента, включая планы и разрезы. Рабочие схемы необходимы для нанесения на них натурных размеров конструкций, мест вскрытий, повреждений и дефектов.
5.3.4 Визуальный и измерительный контроль Визуальный контроль осуществляют с целью выявления недопустимых видимых дефектов (забоин, деформаций, трещин, прогибов, выпучин, сколов, выкрашивания бетона фундамента и изменения исходной формы фундамента относительно рабочей документации.
5.3.4.2 При визуальном контроле выявляют
- трещины
- разрушения поверхностного слоя бетона в результате пропитывания маслом
- наличие каверн, раковин
- сколы, возникающие от механических повреждений
- наличие пустот и деформаций в бетоне.
5.3.4.3 По результатам обследования составляют карты дефектов и повреждений. Для обеспечения наглядности результатов целесообразно использовать условные обозначения дефектов и повреждений, приведенные в таблице 5.2.
5.3.4.4 В дополнение к картам дефектов и повреждений результаты обследования конструкций необходимо фиксировать в ведомостях дефектов. Форма ведомости дефектов – в соответствии с Б (приложение Б, часть 1). Ведомость дефектов железобетонных конструкций фундаментов МНА, ПНА оформляют в соответствии с Б (приложение Б, часть 1).
5.3.4.5 В ведомость дефектов вносят следующую информацию
- места расположения, характер и размер раскрытия трещин
- места расположения повреждений и дефектов – сколов, раковин, участков пористого и рыхлого бетона, неровностей
- места оголения арматуры, диаметр обнаженных стержней. Документ предоставлен ООО НИИ Т
ра нсн еф ть»
для ООО «НТ
Ц
Анклав по договору
№ НИИ 0
22
от
03.
02.20 Документ является собственностью ПА
О
«Т
рансн еф ть».
Документ нем ожет быть без согласия ПА
О
«Т
ран сн еф ть» передан третьим лицам, опубликован вот крытых источниках информации атак же использован для целей, несвязанных с деятельностью, осуществляемой поза ка зу и/
ил ив интересах ПАО
«Т
ра нсн еф ть
» и/
ил и организаций системы «
Тр ансн еф ть»
Документ является собственностью ПАО «Транснефть». Передача третьим лицам запрещена
Докуме нт является собственностью ПАО «Транснефть». Передача третьим лицам запрещена
ПАО «Транснефть» Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Техническое диагностирование и техническое освидетельствование механо-технологического оборудования.
Чаcть 2. Методики технического диагностирования насосов и запорной, предохранительной, регулирующей арматуры
РД-19.100.00-КТН-0036-21 25 Таблица Условные обозначения дефектов и повреждений
№ п/п Условное обозначение дефекта или повреждения Характеристика дефекта или повреждения
1 2
3 1 Поверхностное разрушение бетона (на глубину менее защитного слоя) – отслаивание лещадками, шелушение и т.п.
2
Масляные/нефтяные пятна. Средняя глубина проникновения в бетон (в скобках)
3 Трещина. Средняя ширина раскрытия
4 Крупнопористый бетон, недостаточно провибрированный в процессе строительства
5 Коррозия стали закладной детали (цифрами показаны глубина и площадь поражения)
6 Волосяные трещины с шириной раскрытия менее 0,3 мм
Примечание Цифрами указаны размеры поврежденных участков в миллиметрах.
5.3.4.6 Количественную оценку дефектов по характеру образования и раскрытия силовых трещин следует производить путем сравнения фактических значений с предельно допустимыми значениями, установленными СП 63.13330.2018.
5.3.4.7 Характерные дефекты железобетонных конструкций приведены в таблице 5.3. Таблица Характерные дефекты железобетонных конструкций
№ п/п Вид дефекта Возможные причины появления Возможные последствия
1 2
3 4
1 Волосяные трещины вдоль арматуры, иногда след ржавчины на поверхности бетона Коррозия арматуры (слой коррозии до 0,5 мм) при потере бетоном защитных свойств (например при карбонизации) Снижение несущей способности до 5 %. Может снизиться долговечность
2 Сколы бетона Механические воздействия При расположении в сжатой зоне – снижение несущей способности за счет уменьшения площади сечения. При расположении в растянутой зоне – на несущую способность не влияют Документ предоставлен ООО НИИ Т
ра нсн еф ть»
для ООО «НТ
Ц
Анклав по договору
№ НИИ 0
22
от
03.
02.20 Документ является собственностью ПА
О
«Т
рансн еф ть».
Документ нем ожет быть без согласия ПА
О
«Т
ран сн еф ть» передан третьим лицам, опубликован вот крытых источниках информации атак же использован для целей, несвязанных с деятельностью, осуществляемой поза ка зу и/
ил ив интересах ПАО
«Т
ра нсн еф ть
» и/
ил и организаций системы «
Тр ансн еф ть»
Документ является собственностью ПАО «Транснефть». Передача третьим лицам запрещена
Докуме нт является собственностью ПАО «Транснефть». Передача третьим лицам запрещена
ПАО «Транснефть» Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Техническое диагностирование и техническое освидетельствование механо-технологического оборудования.
Чаcть 2. Методики технического диагностирования насосов и запорной, предохранительной, регулирующей арматуры
РД-19.100.00-КТН-0036-21 26
№ п/п Вид дефекта Возможные причины появления Возможные последствия
1 2
3 4
3 Промасливание бетона Технологические протечки Снижение несущей способности бетона на 30 %
4 Трещины вдоль арматурных стержней до 3 мм. Явные следы коррозии арматуры Развиваются в результате коррозии арматуры. Толщина продуктов коррозии до 3 мм Снижение несущей способности в зависимости от толщины слоя коррозии арматуры. При расположении дефекта на опорном участке – состояние аварийное
5 Отслоение защитного слоя бетона Коррозия арматуры дальнейшее развитие дефектов) Снижение несущей способности в зависимости от уменьшения площади сечения арматуры. При расположении дефекта на опорном участке – состояние аварийное
6 Повреждения арматуры и закладных деталей надрезы, вырывы и т. п) Механические воздействия, коррозия арматуры Снижение несущей способности пропорционально уменьшению площади сечения
5.3.5 Выявление и анализ трещин При выявлении трещин на бетоне фундамента обследуют участки и отдельные элементы, подверженные максимальным вибрационными динамическим воздействиям.
5.3.5.2 Для уточнения причин происхождения трещин на бетоне фундамента в конкретных элементах конкретного участка одновременно обследуют соседние участки, не подверженные деформациям.
5.3.5.3 При обнаружении трещин любого вида необходимо определить их положение, форму, направление, распространение по длине, ширину раскрытия, глубину, время и причину возникновения, а также установить, продолжается или прекратилось их развитие. Значение раскрытия трещин при обследовании измеряют с помощью увеличительных луп, щупов. Глубину трещин определяют с помощью щупов или ультразвуковых приборов. Документ предоставлен ООО НИИ Т
ра нсн еф ть»
для ООО «НТ
Ц
Анклав по договору
№ НИИ 0
22
от
03.
02.20 Документ является собственностью ПА
О
«Т
рансн еф ть».
Документ нем ожет быть без согласия ПА
О
«Т
ран сн еф ть» передан третьим лицам, опубликован вот крытых источниках информации атак же использован для целей, несвязанных с деятельностью, осуществляемой поза ка зу и/
ил ив интересах ПАО
«Т
ра нсн еф ть
» и/
ил и организаций системы «
Тр ансн еф ть»
Документ является собственностью ПАО «Транснефть». Передача третьим лицам запрещена
Докуме нт является собственностью ПАО «Транснефть». Передача третьим лицам запрещена
ПАО «Транснефть» Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Техническое диагностирование и техническое освидетельствование механо-технологического оборудования.
Чаcть 2. Методики технического диагностирования насосов и запорной, предохранительной, регулирующей арматуры
РД-19.100.00-КТН-0036-21 27 5.3.5.4 По своим свойствам, характеристикам, размерам, геометрической форме и направлениям трещины могут быть стабилизировавшимися и не стабилизировавшимися во времени, раскрытыми и сквозными, волосяными и мелкими (до 0,3 мм, развитыми (свыше 0,3 до
0,5 мм, поверхностными, вертикальными и горизонтальными, поперечными и продольными. Вертикальные трещины в изгибаемых элементах раскрытием выше допустимых пределов (свыше 0,3 до 0,5 мм) могут служить признаком перегрузки конструкции или недостаточной несущей способности по изгибающему моменту. Раскрытие трещин в изгибаемых конструкциях от 0,5 до 1,0 мм может свидетельствовать об образовании пластических деформаций вследствие перегрузки, а раскрытие трещин до значений, измеряемых несколькими миллиметрами, является признаком предельного состояния.

---