Файл: Публичное акционерное общество транснефть.pdf

5.3.6 Геодезический контроль осадки фундаментов Осадку фундаментов МНА, ПНА определяют как разность отметок последующего и предыдущего циклов нивелирования. По величинам осадки определяют уклоны и сравнивают с допустимыми значениями. Контроль осадок фундаментов проводят относительно исходных реперов. Отметки исходных реперов принимают неизменными в соответствии с Балтийской системой высот 1977 г. От исходного репера прокладывают нивелирный ход на вновь установленный репер. Передачу отметок по деформационным маркам проводят от вновь установленного репера.
5.3.6.2 Для получения равноценных материалов и исключения влияния сезонного колебания отметок, а также упрощения последующего анализа материалов при годовых циклах необходимо проводить измерения в одни и те же сроки или с незначительными отклонениями повремени от установленной даты наблюдений (не более месяца, а при полугодовых циклах для правильного анализа осадки сравнивать, кроме того соответствующие сезонные измерения (лето – лето, зима – зима.
5.3.6.3 Акт по результатам геодезических измерений оформляют в соответствии с Б приложение Б, часть 1). Периодичность контроля осадки фундаментов МНА и ПНА – в соответствии с РД-75.200.00-КТН-0119-21 (часть 1, таблица 5.2). 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 28 5.3.6.4 При обнаружении очага интенсивных осадок фундаментов дальнейшее измерение осадок следует проводить по разработанной специализированной организацией программе в зависимости от влияния деформаций на прочность и устойчивость сооружений, а также на допустимость осадок с учетом характера технологического процесса.
5.3.6.5 Проверка горизонтальности опорных площадок фундаментной закладной конструкции/фундаментной рамы насоса МНА/ПНА В объем работ входят
- проверка горизонтальности опорных площадок фундаментной закладной конструкции/фундаментной рамы магистрального и горизонтального подпорного насоса- проверка горизонтальности приемного стакана вертикального подпорного насоса. Отклонение от горизонтального положения опорных площадок фундаментных закладных конструкции (рам) насосов и приемного стакана вертикального подпорного насоса должно соответствовать проектным данным, ноне должно превышать 0,5 мм/м. Допустимые значения отклонений насосов от горизонтального и вертикального положения приведены в 5.9 (таблица 5.23). Брусковый уровень поочередно устанавливают на опорные площадки фундаментной закладной конструкции/фундаментной рамы в двух взаимоперпендикулярных направлениях и сравнивают отклонение от горизонтального положения с установленным в НД. Схема расположения точек измерения приведена на рисунке 5.5. Акт ВИК и проверки горизонтальности фундаментных закладных конструкции (рам) насоса оформляют в соответствии с Б (приложение Б, часть 1).
1 3
2 4 Рисунок 5.5 – Схема расположения точек измерения Опорные площадки 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 29
5.3.7 Определение прочности бетона фундаментов Прочность бетона зависит от качества технологии изготовления бетона, заливки его при выполнении строительно-монтажных работ и срока эксплуатации.
5.3.7.2 Определение прочности бетона проводят механическими методамми НК по ГОСТ 22690. Прочность бетона может быть определена механическими или ультразвуковыми методами. Предельные измеряемые значения прочности бетона приведены в таблице 5.4 в соответствии с ГОСТ 22690. Таблица Предельные измеряемые значения прочности бетона
№ п/п Наименование метода Предельное измеряемое значение прочности бетона, МПа
1 2
3 1 Упругий отскок и пластическая деформация
5 – 50 2 Ударный импульс
5 – 150 3 Отрыв
5 – 60 4 Скалывания ребра
10 – 70 5 Отрыв со скалыванием
5 – 100 5.3.7.3 Определение прочности бетона методом упругого отскока (механический) Оценку соответствия значений фактической прочности бетона определяют по ГОСТ 18105. Фактическую прочность бетона фундамента R
m
, МПа, вычисляют по формуле где R
i
– средние значение прочности на участке фундамента, МПа
n – количество контролируемых участков конструкции. На каждой сборной конструкции, отобранной для определения прочности бетона неразрушающими методами, назначают для монолитных фундаментов не менее четырех контролируемых участков согласно ГОСТ 18105. Испытания проводят на участке фундамента площадью от 100 до 600 см согласно ГОСТ 22690. Испытуемые участки фундаментов площадью от 100 см освобождают от облицовки, раствора и зачищают до бетона фундамента. 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 30 Число испытаний на участке – не менее пяти. Расстояние от верха фундамента до испытуемого участка фундамента – от 100 до
200 мм. Требования к проведению испытаний приведены в таблице Таблица Требования к проведению испытаний
№ п/п Наименование метода Число испытаний на участке Расстояние между местами испытаний, мм Расстояние от края конструкции до места испытания, мм Толщина конструкции, мм
1 2
3 4
5 6
1 Механический, ультразвуковой
5 30 50 100 Испытания методом упругого отскока проводят в следующей последовательности
- прибор располагают так, чтобы усилие прикладывалось перпендикулярно к испытываемой поверхности в соответствии с РЭ прибора
- записывают полученные фактические значения прочности бетона (с расшифровкой по тарировочной таблице в зависимости от величины отскока и положения прибора по отношению к измеряемой поверхности
- вычисляют среднее значение прочности бетона на участке фундамента
- определяют фактическую прочность бетона фундамента. Фактическую прочность бетона фундамента сравнивают с проектной прочностью бетона по рабочей документации на монтаж фундаментов МНА и ПНА. Схема расположения участков измерения прочности бетона фундаментов МНА и горизонтальных ПНА приведена на рисунке 5.6. Схема расположения участков измерения прочности бетона фундаментов вертикальных ПНА приведена на рисунке 5.7. Полученную фактическаю прочность бетона фундамента сравнивают с проектной прочностью бетона по рабочей документаци на монтаж фундаментов МНА и ПНА. Акт по результатам определения прочности бетона фундамента оформляют в соответствии с Б (приложение Б, часть 1). 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 31
► Р – участки испытаний бетона на прочность в горизонтальном направлении

А – места расположения анкерных болтов Рисунок 5.6 – Схема расположения участков измерения прочности бетона фундаментов МНА и горизонтальных ПНА

Р – участки испытаний бетона на прочность в вертикальном направлении

А – места расположения анкерных болтов Рисунок 5.7 – Схема расположения участков измерения прочности бетона фундаментов вертикальных ПНА
5.3.7.4 Определение прочности бетона ультразвуковым методом Ультразвуковой метод определения прочности бетона основывается на измерении скорости распространения ультразвукового импульса в железобетонной конструкции. Контрольные зоны для проведения инструментальных испытаний бетона железобетонных элементов выбирают исходя из условий доступности к ним. При испытании бетона ультразвуковым методом в состав подготовительных работ входят следующие действия
- разметка сети контрольных точек (по схемам, приведенным на рисунках 5.6, 5.7); А АР Электродвигатель Насос А АР Р
▼ Р
▼ Р
▼ Р
▼ Р Р
▲ Р
▲ Р
▲ Р
▲ Р А А А А А АР Р Р Р А А А АД 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 32
- удаление штукатурного и других защитных слоев
- обработка абразивным материалом открытых поверхностей бетона
- нанесение контактной смазки на обработанную поверхность в зоне размеченных точек. Испытания бетона с использованием акустических приборов проводят комбинированным методом, основанным на двойной информации о бетоне скорости распространения ультразвука и показателе отскока склерометра, измеренных на одном и том же участке бетона. После проведения испытаний полученные результаты обрабатывают. Обработка результатов включает в себя следующие этапы
- подсчет скоростей распространения ультразвука в бетоне
- установление градуировочных зависимостей скорость – прочность и отскок – прочность
- определение значений фактической прочности бетона
- определение показателей изменчивости прочности. Подсчет скорости распространения ультразвука в бетоне V, мс, проводят согласно ГОСТ 17624 по формуле где l – база прозвучивания, мм
t – время распространения ультразвука, мкс. Градуировочные зависимости скорость – прочность и отскок – прочность устанавливают по формулам ГОСТ 17624. Значения фактической прочности бетона определяют с помощью полученных градуировочных зависимостей и представляют в табличной форме. Показатель изменчивости прочности, характеризующей однородность проконтролированного бетона, C
V
вычисляют согласно РД 153-34.1-21.326-2001 [3] по формуле
, где – коэффициент, учитывающий влияние статического характера тарировочных связей
2
ср ср
(
)
1 1
i
v
R R
C
R
n
 
−

= 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 33
 – коэффициент, учитывающий влияние осреднения результатов при прозвучивании бетона толщиной болеем
R
ср
– средняя прочность бетона в зоне контроля, МПа (кгс/см
2
);
R
i
– частные значения прочности бетона в зоне контроля, МПа (кгс/см
2
);
n – число частных значений.
5.3.8 Вибрадиагностический контроль Техническое диагностирование фундаментов по вибрационным параметрам проводят с использованием вибродиагностического оборудования.
5.3.8.2 Предельные значения размаха виброперемещения фундамента в зависимости от рабочего числа оборотов машины приведены в 5.9 (таблица 5.25).
5.3.8.3 При проведении измерений оборудование должно находиться под номинальной нагрузкой.
5.3.8.4 Измерение вибрации (размах виброперемещения, мкм) фундаментов магистральных и горизонтальных подпорных насосов проводят в горизонтально-продольном и горизонтально-поперечном направлениях. Измерение вибрации (размах виброперемещения, мкм) фундаментов вертикальных
ПНА проводят в вертикальном направлении.
5.3.8.5 ВД фундаментов вертикальных подпорных насосов Места измерения вибрации – на расстоянии не более 50 мм от фундаментных болтов в створе каждого угла фундамента в вертикальном направлении (Ф – Ф. Схема измерения вибрации фундаментов вертикальных ПНА приведена на рисунке 5.8. Протокол по результатам измерения вибрации фундамента ПНА оформляют в соответствии с Б (приложение Б, часть 1).
5.3.8.6 ВД фундаментов Точки измерения вибрации
- левая сторона фундамента в плоскости переднего подшипника (Ф
- левая сторона фундамента в плоскости заднего подшипника (Ф
- фундамент (бетон) по заднему торцу (Ф
- правая сторона фундамента в плоскости заднего подшипника (Ф- правая сторона фундамента в плоскости переднего подшипника (Ф. Измерения проводят в средней части высоты фундамента. 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 34
«+»
– точки измерения вибрации Рисунок 5.8 – Схема измерения вибрации фундаментов вертикальных ПНА Схема измерения вибрации фундаментов МНА и горизонтальных ПНА в горизонтально-продольном и горизонтально-поперечном направлениях приведена на рисунке Рисунок 5.9 – Схема измерения вибрации фундаментов МНА и горизонтальных ПНА в горизонтально-продольном и горизонтально-поперечном направлениях Ф Ф Ф Ф Ф Муфта точки «1, 5» в плоскости, проходящей через среднюю часть переднего подшипника ив середине высоты фундамента точки «2, 4» в плоскости, проходящей через среднюю часть заднего подшипника ив середине высоты фундамента

---

Ф1
Ф2
Ф4
Ф3 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 35
5.4 Техническое диагностирование валов насосов и мультипликаторов
5.4.1 Основные положения Подготовку, организацию и оформление результатов технического диагностирования валов магистральных, подпорных насосов и мультипликаторов МНА проводят в соответствии с РД-75.200.00-КТН-0119-21, настоящим документом и техническим заданием на проведение технического диагностирования насосов (валов насосов До начала монтажа вала (перед сборкой ротора) и его эксплуатации проводят осмотр с целью подтверждения отсутствия механических повреждений (входной контроль. При подозрении на дефект проводят контроль в объеме согласно настоящему разделу аварийный контроль, при этом выбор методов контроля определяет специалист по НК.
5.4.1.3 Основными методами НК валов магистральных, подпорных насосов и мультипликаторов МНА являются ВИК, ВК, УЗК. Применение ПВК/МПК должно основываться на результатах обследования валов ВИК, ВК, УЗК. Применение измерения твердости должно основываться на результатах обследования валов ВИК (повышенный износ шеек, посадочных мест, резьб и др) при подозрениях на несоответствующее качество металла вала или его термообработки при изготовлении. Выбор дополнительных методов контроля определяет специалист по НК.
5.4.1.4 Контроль валов и мультипликаторов выполняется при проведении ремонтов в условиях БПО, внеочередных (если при визуальном контроле или по результатам ВД выявлены признаки наличия трещины) и плановых (согласно периодичности указанной в РД-75.200.00-КТН-0119-21) дефектоскопических контролей, проведении технического диагностирования при техническом освидетельствовании насосов МНА и ПНА. Методы и объем контроля валов и мультипликаторов приведены в таблице 5.6. Критерии отбраковки валов насосов и мультипликаторов по результатам технического диагностирования приведены в 5.9.
5.4.1.5 Результаты контроля оформляют актами и заносят в формуляр. Акт по результатам ВИК оформляют в соответствии с Б (приложение Б, часть 1). Акт по результатам ВК вала насоса оформляют в соответствии с Б (приложение Б, часть 1). Акт по результатам УЗК вала насоса выполняют в соответствии с Б (приложение Б, часть 1). Акт по результатам измерений твердости металла выполняют в соответствии с Б (приложение Б, 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 36 часть 1). Акт по результатам ПВК вала насоса выполняют в соответствии с Б (приложение Б, часть 1).
5.4.1.6 При проведении технического диагностирования насоса результаты контроля вала оформляют актами в техническом отчете по результатам диагностирования Зоны проведения ВК и УЗК валов насосов приведены на рисунке Таблица Методы и объем контроля валов насосов и мультипликаторов
№ п/п Наименование детали Метод контроля Объем контроля
1 2
3 4
1 Валы насосов и мультипликаторов
ВИК
100 %
2
УЗК, ВК Зоны согласно рисунку 5.10 3
ПВК или МПК По результатам ВИК, ВК, УЗК
4 Измерение твердости По результатам ВИК (при необходимости)
УЗК
УЗК
УЗК
УЗК
УЗК
УЗК
УЗК
УЗК
УЗК
УЗК
УЗК
УЗК
УЗК
а) для типа НМ
УЗК УЗК УЗК УЗК
УЗК УЗК УЗК
УЗК УЗК
УЗК
б) для типа НПВ; Рисунок 5.10, лист 1 – Зоны проведения ВК и УЗК валов насосов 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 37
УЗК УЗК УЗК УЗК
УЗК
УЗК
в) для Worthington;
УЗК УЗК УЗК
УЗК УЗК УЗК
УЗК УЗК УЗК
УЗК
г) для типа НДсН;
УЗК УЗК УЗК УЗК УЗК УЗК УЗК УЗК УЗК УЗК УЗК УЗК
д) для типа НМП Рисунок 5.10, лист 2 – Зоны проведения ВК и УЗК валов насосов
5.4.2 Анализ технической документации
При проведении анализа ТД рассмотрению подлежат
- ТД изготовителя навал насоса (паспорт на ротор насоса, паспорт навал насоса, формуляр дефектоскопического контроля вала, чертежи
- разрешение Ростехнадзора на применение, сертификат соответствия системы сертификации ГОСТ Р на выпускаемую продукцию (нефтяные насосы или запасные части и комплектующие к нефтяным насосам, данные о включении в Реестр ОВП в порядке, установленном в ОР-03.120.20-КТН-0311-20;
- эксплуатационные документы (паспорт/формуляр насоса, документы по ремонту и НК;
- действующие в ОСТ инструкции по эксплуатации, регламентирующие порядок и учет проведения контролей и ремонтов. 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 38 При рассмотрении ТД проводят
- анализ имеющейся информации о наработке за период эксплуатации на момент обследования
- анализ предыдущих результатов технического диагностирования неразрушающими методами
- анализ информации об отказах, неисправностях, ранее проведенных ремонтах. По результатам рассмотрения ТД:
- делают вывод о соответствии фактических условий эксплуатации вала насоса паспортным данным, действующей НД и ТД;
- оформляют акт анализа ТД. Акт по результатам анализа ТД оформляют в соответствии с Б (приложение Б, часть 1).
5.4.3 Визуальный и измерительный контроль
ВИК проводят на начальном этапе с целью выявления поверхностных дефектов трещин, коррозионных повреждений, деформированных участков, наружного износа и т. д. При визуальном контроле проверяют
- наличие и соответствие маркировки вала паспорту изготовителя
- отсутствие/наличие механических повреждений поверхности вала
- отсутствие/наличие формоизменения элементов (деформированные участки, коробление и другие отклонения от первоначального размера
- отсутствие/наличие трещин и других поверхностных дефектов, образовавшихся получивших развитие в процессе эксплуатации
- отсутствие коррозионного и механического износа поверхностей. При измерительном контроле проверяют
- соответствие геометрических размеров вала и его шпоночных пазов размерам, приведенным в ТД изготовителя
- размеры механических повреждений
- размеры деформированных участков (длину, ширину и глубину
- глубину коррозионных язви размеры зон коррозионного повреждения, включая их глубину
- соответствие диаметра опорных шеек вала требованиям изготовителя 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 39
- биение опорных шеек вала требованиям изготовителя. Шпоночные пазы и шпонки должны соответствовать ТД изготовителя. Изменение размеров шпоночных пазов, износ, смятие и люфт шпонок в шпоночных пазах не допускается.
5.4.4 Вихретоковый контроль
ВК проводят после ВИК с целью поиска поверхностных и подповерхностных дефектов в шпоночных пазах, галтелях, проточках, резьбах. При необходимости ВК может проводиться и на других участках вала. Контроль осуществляют последовательным сканированием контролируемой поверхности преобразователем. Сканирование осуществляют перпендикулярно направлению ожидаемого развития дефекта. При невозможности такого сканирования допускается проведение контроля сканированием под углом к направлению предполагаемого дефекта. Шаг сканирования выбирают с учетом требуемой чувствительности и направления сканирования. При неизвестной ориентации возможных дефектов для достижения максимальной чувствительности зону контроля необходимо сканировать в двух взаимно перпендикулярных направлениях с шагом сканирования не более 2 мм. Скорость контроля определяется техническими характеристиками применяемого дефектоскопа. Скорость контроля с использованием стрелочной индикации ограничивается значением 5 мм/с. Скорость контроля с использованием световой безинерционной (светодиодной) сигнализации при отсутствии засветки от внешнего освещения и расположении индикатора в поле зрения оператора может достигать от 10 до 20 мм/с. Такая же скорость может быть выбрана и для дефектоскопов со звуковой сигнализацией в условиях низкого шума. Для дефектоскопов с запоминающей сигнализацией скорость контроля не ограничивается и полностью определяется их техническими характеристиками. При контроле следует провести разметку контролируемой поверхности на зоны контроля с учетом конфигурации объекта контроля или отдельного контролируемого участка. Для удобства работы площадь зоны контроля должна быть не более
2 дм
2
Контроль каждой зоны следует начинать с настройки (компенсации) дефектоскопа при установке преобразователя на бездефектном участке в этой зоне контроля. Проверку правильности выбора бездефектного участка проводят следующим образом
- устанавливают преобразователь в зоне контроля и производят настройку дефектоскопа 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 40
- перемещают преобразователь на несколько миллиметров в разных направлениях внутри зоны контроля. Отсутствие сигнализации о дефекте свидетельствует об отсутствии дефектов вместе настройки. О наличии дефектов при контроле свидетельствует срабатывание соответствующей сигнализации. Дефект регистрируют индикаторами дефектоскопа в момент, когда он находится непосредственно в зоне чувствительности преобразователя. Регистрация дефектов при применении дефектоскопов различных типов осуществляют следующим образом
- скачкообразное увеличение показаний стрелочного индикатора с последующим после прохождения дефекта преобразователем) возвращением к первоначальному положению
- появление импульса на временной развертке дефектоскопа (для дефектоскопов с экраном
- включение светового индикатора
- кратковременное возникновение звукового сигнала в дефектоскопах с пороговой звуковой сигнализацией. Дефектоскоп реагирует не только на трещины, но также на неоднородности структуры поверхности или изменение ее кривизны. В этом случае возможны отклонения стрелки, которые не являются свидетельством дефекта. Критерием наличия трещины является резкое отклонение стрелки вправо и обратно при небольшом (от 3 до 5 мм) перемещении вихретокового преобразователя. Краевой эффект проявляется отклонением стрелки вправо при приближении преобразователя к краю. Поэтому при исследовании участков изделий вблизи краев следует вести преобразователь вдоль края на неизменном расстоянии от него. При движении преобразователя вдоль предполагаемого дефекта сигнализация любого вида должна продолжать срабатывание. Перемещением преобразователя в направлении, где поддерживается сигнализация о дефекте, можно определить конфигурацию дефекта. Для уточнения конфигурации следует периодически перемещать преобразователь поперек дефекта, чтобы убедиться в выключении сигнализации при выходе дефекта из зоны чувствительности преобразователя. После обнаружения дефекта и измерения его длины дефектное место следует отметить. 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 41
5.4.5 Ультразвуковой контроль УЗК проводят с целью выявления внутренних и подповерхностных дефектов вала. Контролируют все участки вала (цилиндрические и конические поверхности, кроме поверхностей шпоночных пазов и некоторых проточек. Зоны УЗК валов насосов приведены на рисунке 5.10. Подготовку и настройку ультразвукового дефектоскопа выполняют согласно инструкции изготовителя по контрольным образцам. Контрольные образцы для настройки ультразвукового дефектоскопа должны быть изготовлены из материала, из которого изготовлены валы. Контрольные образцы для настройки ультразвукового дефектоскопа допускается изготавливать из списанных валов. Допускается изготовление контрольных образцов отдельно для каждой зоны контроля. В этом случае они будут представлять собой отрезки вала, превышающие по длине контролируемую зону на
(450±50) мм в сторону, с которой проводят ввод ультразвуковых колебаний при контроле, и на
(45±5) мм в противоположную сторону от зоны контроля с нанесенными на них контрольными дефектами. Контрольные дефекты (отражатели) наносят дисковой фрезой толщиной от 1,5 до
2,0 мм. Контролируемая зона образца приведена на рисунке 5.11. Рисунок 5.11 – Контролируемая зона образца
5.4.5.2 Зона контроля 1 – зона проточки, приведенная на рисунке 5.12.
ПЭП зона контроля
450±50 45±5 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 42 1 – зона проточки Рисунок 5.12 – Зона контроля 1 5.4.5.3 Контрольный образец
На контрольный образец зоны контроля 1 (зоны проточки) наносят отражатель с противоположной стороны шпоночного паза. Контрольный отражатель в зоне проточки приведен на рисунке 5.13. Рисунок 5.13 – Контрольный отражатель в зоне проточки
5.4.5.4 Настройка по контрольному образцу для контроля зоны 1 (см. рисунок Контроль выполняют прямым ПЭП с рабочей частотой 2,5 МГц. ПЭП устанавливают на торцовую поверхность образца напротив контрольного отражателя так, чтобы эхо-импульс от контрольного отражателя был виден, нов тоже время не было отражений от резьбы. Регулировкой отсечки шумов, усиления приемного устройства, амплитуды импульсов возбуждения, ВРЧ, а также, используя переключатель Ослабление, следует добиться максимальной чувствительности контроля при минимальных шумах вначале развертки дефектоскопа. Длительность развертки выбирают такой, чтобы эхо-импульс от искусственного дефекта находился в конце первой трети видимой части развертки (зондирующий эхо-импульс должен находиться в левой части экрана на нулевой отметке шкалы.
1 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 43 Зону АСД устанавливают так, чтобы передний фронт строба АСД находился на расстоянии от 3 до 5 мм правее зондирующего эхо-импульса, а задний фронт – на расстоянии от 3 до 5 мм левее правой границы экрана. Переключателем Ослабление амплитуду эхо-импульса от искусственного дефекта устанавливают так, чтобы эхо-импульс был в пределах видимой части экрана. Фиксируют местоположения эхо-импульса по шкале экрана. Проверку настройки аппаратуры проводят путем сканирования ПЭП торца вала по окружности ближе к краю торца, но так, чтобы на экране дефектоскопа не наблюдалось отражение от резьбы. При проходе ПЭП над контрольным отражателем на экране дефектоскопа должен наблюдаться эхо-импульс в зафиксированном месте. При выполнении этих условий настройку аппаратуры для контроля зоны 1 считают законченной. Контроль вала с торца прямым ПЭП приведен на рисунке Рисунок 5.13 – Контроль вала с торца прямым ПЭП
5.4.5.5 Зона контроля 2 (поверхность вала от проточки до галтельного перехода на резьбу) приведена на рисунке 5.14.
1 – зондирующий импульс
4 – эхо-импульс от дефекта в резьбе
2 – строб АСД;
5 – эхо-импульс от дефекта в переходе
3 – эхо-импульс от искусственного дефекта Настройка дефектоскопа Бездефектный участок Участок с дефектом Искусственный дефект дефект
ПЭП или ЭМАП 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 44 2 – поверхность вала от проточки до галтельного перехода на резьбу Рисунок 5.14 – Зона контроля 2 5.4.5.6 Контрольный образец
На контрольный образец наносят два контрольных отражателя. Нанесение контрольных отражателей приведено на рисунке 5.15. Первый контрольный отражатель наносят на конусную поверхность с противоположной стороны шпоночного паза на расстоянии, глубина запила (1,0±0,1) мм. Второй контрольный отражатель наносят на туже сторону, что и шпоночный паз, глубина запила (1,0±0,1) мм. Рисунок 5.15 – Нанесение контрольных отражателей
5.4.5.7 Настройка по контрольному образцу для контроля зоны К дефектоскопу подключают ПЭП поверхностных волн. На поверхность контрольного образца устанавливают ПЭП так, чтобы излучение ультразвуковых колебаний было направлено в сторону торца, а ПЭП находился напротив контрольного отражателя. Перемещением ПЭП вдоль и вокруг контрольного образца находят положение, при котором эхо-импульс от контрольного отражателя имеет максимальную амплитуду. Длительность развертки при этом выбирают такой, чтобы эхо-импульс находился справа в конце видимой части развертки. Перемещая ПЭП вокруг контрольного образца, устанавливают его напротив второго контрольного отражателя.
2 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 45 Регулировкой отсечки шумов, усиления приемного устройства и амплитуды импульсов возбуждения добиваются максимальной чувствительности контроля при минимальных шумах вначале развертки дефектоскопа и отсутствия их в зоне между эхо-импульсами от ближнего и дальнего искусственных дефектов. Зону АСД устанавливают так, чтобы передний фронт ее строба находился на расстоянии от 2 до 3 мм левее эхо-импульса от второго отражателя, а задний фронт – на расстоянии от 2 до
3 мм правее эхо-импульса от первого отражателя. С помощью ВРЧ выравнивают чувствительность в зоне контроля. С помощью переключателя Ослабление амплитуду эхо-импульсов устанавливают такой, чтобы они были в пределах видимой части экрана и удобны для наблюдения их изменения. Чувствительность АСД устанавливают такой, чтобы сигнализация дефекта срабатывала при появлении эхо-импульсов в зоне контроля с амплитудами, равными или превышающими амплитуды эхо-сигналов от отражателей. Проверку настройки прибора проводят путем перемещения ПЭП вокруг образца. При этом при прохождении ПЭП мимо контрольных отражателей на экране дефектоскопа должны появляться эхо-импульсы вначале или конце зоны АСД (в соответствии с расположением искусственных дефектов) и срабатывать сигнализация АСД. Контроль конусной и цилиндрической частей вала приведен на рисунке 5.16.
5.4.5.8 Зона контроля 3 (переход от цилиндрической части к резьбовому участку) приведена на рисунке 5.17.
1 – зондирующий импульс
2 – строб АСД;
3 – эхо-импульс от ближнего искусственного дефекта
4 – эхо-импульс от дальнего искусственного дефекта
5 – эхо-импульс от дефекта Рисунок 5.16 – Контроль конусной и цилиндрической частей вала Настройка дефектоскопа Бездефектный участок Участок с дефектом 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 46 3 – переход от цилиндрической части к резьбовому участку Рисунок 5.17 – Зона контроля 3 5.4.5.9 Контрольный образец
Контрольный отражатель наносят с противоположной стороны шпоночного паза. Глубина запила – (2,0±0,2) мм. Нанесение контрольных отражателей приведено на рисунке 5.18. Рисунок 5.18 – Нанесение контрольных отражателей
5.4.5.10 Настройка по контрольному образцу для контроля зоны К дефектоскопу подключают ПЭП с углом распространения УЗК встали. ПЭП устанавливают на часть образца на расстоянии от галтельного перехода. ПЭП устанавливают на контрольный образец так, чтобы излучение УЗК было в сторону контролируемой зоны без контрольного отражателя, а расстояние от точки выхода центрального луча до контролируемой зоны. Перемещая ПЭП по образующей, находят такое положение, при котором он наиболее близок к контролируемой зоне, но при этом на экране не наблюдаются эхо-импульсы от резьбы. Это расстояние фиксируется.
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 47
ПЭП перемещают вокруг образца до расположения его напротив контрольного отражателя. Небольшими перемещениями ПЭП вдоль образующей и по окружности находят такое его положение, при котором эхо-импульс от контрольного отражателя имеет максимальную амплитуду (эхо-импульсы от резьбы при этом отсутствуют. Фиксируют это расстояние. Дефектоскоп настраивают так, чтобы запас по чувствительности был не менее 6 дБ, а эхо-импульс от отражателя находился в середине экрана и не выходил за его пределы. Зону
АСД устанавливают так, чтобы передний фронт ее был на расстоянии от 5 до 7 мм правее зондирующего импульса, а задний фронт – на расстоянии от 5 до 7 мм правее эхо-импульса от контрольного отражателя.
5.4.5.11 Зоны контроля 4 и 5 (галтельные переходы) приведены на рисунке 5.19.
4 и 5 – галтельные переходы Рисунок 5.19 – Зоны контроля 4 и 5 5.4.5.12 Контрольный образец
Размеры контрольного отражателя такие же, как ив зоне 3.
5.4.5.13 Настройка по контрольному образцу для контроля зоны К дефектоскопу подключают ПЭП с углом распространения УЗК по стали 50°. ПЭП устанавливают на часть образца на расстоянии от зоны 5 соответствующего контрольного образца. Излучение УЗК при этом должно быть направлено в сторону отражателя в зоне 5. Небольшими перемещениями ПЭП по образующей и вокруг образца находят такое положение ПЭП, при котором амплитуда эхо-импульса от отражателя будет максимальной. Фиксируют точно расстояние между ПЭП и зоной 5.
4 5 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 48 Настройка дефектоскопа должна быть такой, чтобы эхо-импульс от отражателя находился в середине видимой части развертки и не выходил за пределы экрана. Зону АСД устанавливают так, чтобы передний фронт ее строба был на расстоянии от 5 до 7 мм правее зондирующего импульса, а задний фронт на расстоянии от 5 до 7 мм правее эхо-импульса от контрольного отражателя. Чувствительность АСД устанавливают аналогично предыдущим настройкам. Проверку настройки проводят путем перемещения ПЭП вокруг образца на расстояние от 10 до 15 мм по образующей. При прохождении ПЭП положения, найденного при настройке, в зоне АСД должен появиться эхо-импульс от отражателя и сработать сигнализатор дефектов. Настройка по контрольному образцу для контроля зоны 5 аналогична настройке для зоны 4.
5.4.5.14 Зоны контроля 6 и 7 приведены на рисунке 5.20. Рисунок 5.20 – Зоны контроля 6 и 7 5.4.5.15 Контрольный образец
На контрольный образец наносят отражатели (запилы глубиной (2,0±0,2) мм) в проточках со сдвигом друг относительно друга не менее 90°. Расположение контрольных отражателей в зонах 6 и 7 приведено на рисунке 5.21. Рисунок 5.21 – Расположение контрольных отражателей в зонах 6 и 7 6
7 А А Б Б
А-А
Б-Б 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 49 5.4.5.16 Настройка по контрольному образцу для контроля зон 6 и Прямой совмещенный ПЭП 111-2,5 (по ГОСТ Р 55725) устанавливают на торец образца ближе к краю над контрольным отражателем в зоне 6 (рисунок 5.20) так, чтобы эхо-импульс от отражателя имел максимальную амплитуду ив тоже время не было отражений от резьбы. Длительность развертки устанавливают такую, чтобы эхо-импульс от отражателя в зоне 6 был в конце видимой части развертки. Прямой совмещенный ПЭП на частоту 2,5 МГц устанавливают на торец образца ближе к краю над контрольным отражателем в зоне 6 (см. рисунок 5.20) так, чтобы эхо-импульс от отражателя имел максимальную амплитуду ив тоже время не было отражений от резьбы. Зону АСД выставляют так, чтобы передний фронт ее строба был на 5 мм левее эхо- импульса от отражателя в зоне 7, а задний фронт на расстоянии от 2 до 3 мм правее эхо- импульса от отражателя в зоне 6. Настройка дефектоскопа должна быть такой, чтобы в зоне
АСД не было шумов. С помощью ВРЧ выравнивают чувствительность в зоне АСД. Чувствительность АСД устанавливают аналогично предыдущим настройкам. Настройку проверяют путем перемещения ПЭП по торцу по окружности как можно ближе к краю, но чтобы не было отражений от резьбы. При прохождении над искусственными дефектами вначале или конце зоны АСД должны появляться эхо-импульсы и при этом срабатывать сигнализатор дефектов.
5.4.5.17 Зона контроля 8 (резьба) приведена на рисунке 5.22.
8 – резьба Рисунок 5.22 – Зона контроля 8 8 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 50 5.4.5.18 Контрольный образец
Контрольный отражатель в виде запила глубиной (2,0±0,2) мм наносят со стороны противоположной шпоночному пазу в середине резьбового участка. Глубину измеряют относительно дна впадины резьбы. Расположение контрольных отражателей в зоне 8 приведено на рисунке 5.23. Рисунок 5.23 – Расположение контрольных отражателей в зоне 8 5.4.5.19 Настройка по контрольному образцу для контроля зоны 8
ПЭП с углом распространения УЗК по стали 65° устанавливают на образец (участок от галтельного перехода к резьбе) так, чтобы излучение УЗК было направлено в сторону контролируемой зоны без контрольного отражателя. Небольшими перемещениями ПЭП по образующей находят такое его положение, при котором на экране дефектоскопа наблюдают отражения от первого и последующих витков резьбы. Перемещая ПЭП по окружности, устанавливают его против контрольного отражателя
(УЗК направлены на контрольный отражатель, на экране дефектоскопа в отражениях от резьбы должен наблюдаться провал. Если провал нечетко выражен, то небольшими перемещениями ПЭП по образующей находят такое его положение, при котором на экране наблюдают четко выраженный провал в отражениях от резьбы. Фиксируют это расстояние (расстояние от точки выхода центрального луча до галтели.
5.4.5.20 Контроль основного металла вала на наличие внутренних дефектов Контроль целесообразно проводить с использованием раздельно-совмещенных
ПЭП 112-2,5 (по ГОСТ Р 55725) с рабочей частотой 2,5 МГц. Если в ТД на валы оговорены требования к контролю на наличие внутренних дефектов, контроль необходимо проводить в соответствии с этими требованиями. Контрольный образец для настройки ультразвукового 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 51 дефектоскопа при контроле вала насосов на наличие внутренних дефектов приведен на рисунке 5.24. Рисунок 5.24 – Контрольный образец настройки ультразвукового дефектоскопа при контроле вала насосов на наличие внутренних дефектов
5.4.5.21 Настройка по контрольному образцу
ПЭП устанавливают на контрольный образец так, чтобы на экране дефектоскопа наблюдался эхо-импульс, отраженный от противоположной стороны образца. Длительность развертки выбирают такой, чтобы эхо-импульс, отраженный от противоположной стороны, находился в конце развертки управой границы видимой части экрана. ПЭП устанавливают на контрольный образец по верхней образующей (см. рисунок 5.24) напротив ближнего отражателя. Передний фронт зоны АСД устанавливают на расстоянии от 3 до 5 мм мм левее эхо-импульса от ближнего отражателя.
ПЭП устанавливают по верхней образующей контрольного образца напротив дальнего отражателя. Задний фронт АСД устанавливают правее эхо-импульса от дальнего отражателя, но так, чтобы эхо-импульс от противоположной стороны образца находился вне зоны АСД. С помощью ВРЧ выравниваетсяют чувствительность в зоне АСД. Чувствительность
АСД устанавливают такой, чтобы красная лампочка светового сигнализатора загоралась при эхо-импульсах с амплитудами, равными или превышающими амплитуды эхо-импульсов от отражателей контрольного образца. Настройку проверяют путем перемещения ПЭП вдоль верхней образующей контрольного образца. При прохождении над искусственными отражателями вначале или в конце зоны АСД должны появляться эхо-импульсы и срабатывать сигнализатор дефектов.
Эхо-импульс от противоположной стороны образца (от нижней образующей) должен наблюдаться справа вне зоны АСД. 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 52 5.4.5.22 Контроль валов насосов ультразвуковым методом
После настройки по контрольному образцу для контроля той или иной зоны вала ПЭП устанавливают на контролируемый вал в соответствующее положение, определенное при настройке. Путем сканирования по поверхности контролируют соответствующую зону вала. При контроле зоны 2 поверхностной волной ПЭП устанавливают навал в соответствии с настройкой, перемещают его вокруг вала, затем устанавливают ПЭП на расстоянии 100 мм от первоначального положения и, обеспечив надежный акустический контакт, перемещают вокруг вала. Затем вновь снимают его, поворачивают ПЭП на 180° и устанавливают его на расстоянии, полученном при настройке, но уже относительно зоны 3. Обеспечив надежный акустический контакт, перемещают ПЭП вокруг вала. Таким образом, вся поверхность вала от торца конусной части до зоны 3 будет проверена на наличие поверхностных поперечных дефектов. Появление вовремя контроля в зоне АСД эхо-импульсов и срабатывание сигнализатора дефектов свидетельствует о наличии дефектов в контролируемой зоне. Условную глубину дефекта при контроле прямым ПЭП (зоны 1, 6, 7) определяют в миллиметрах и оценивают при установке ПЭП ближе к краю образца (отражения от резьбы должны отсутствовать, при которой эхо-импульс имеет максимальную амплитуду. Затем перемещаем ПЭП в сторону центра образца по прямой до тех пор, пока амплитуда эхо- импульса от дефекта не уменьшится до 10 мм (положение переключателя Ослабление должно быть таким же, как при настройке по контрольному образцу. Расстояние, на которое переместили ПЭП, выраженное в миллиметрах, определяет условную глубину дефекта. При контроле наклонным ПЭП условную глубину дефекта определяют в децибелах следующим образом находят положение ПЭП, при котором эхо-импульс от дефекта по амплитуде имеет максимальное значение с помощью переключателя Ослабление устанавливают амплитуду по величине, равной амплитуде эхо-импульса от контрольного отражателя считывают значение ослабления в децибелах и сравнивают его со значениями при настройке. Участки вала с предполагаемыми дефектами должны быть отмечены и могут быть подвергнуты дополнительному ВК для подтверждения наличия дефектов в галтельных переходах, на резьбовых участках, а также на конической и цилиндрической поверхностях, контролируемых поверхностными волнами. 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 53 При контроле зон 3, 4 и 5 появление эхо-импульсов в зоне АСД в местах, отличных от мест появления эхо-импульсов от контрольных отражателей при настройке, свидетельствует о наличии внутренних дефектов вала на участках, расположенных между ПЭП и контролируемым галтельным переходом. Их наличие может быть подтверждено при дополнительном УЗ контроле этих участков прямыми ПЭП.

---

5.4.6 Капиллярный метод контроля
Поверхность вала, подлежащую ПВК, обезжиривают. Проведение ПВК заключается в заполнении полостей дефектов индикаторным пенетрантом, удалении его избытка, нанесении проявителя. Все операции выполняют в соответствии с инструкциями, прилагаемыми к наборам дефектоскопических материалов. После завершения всех операций производят осмотр контролируемой поверхности невооруженным глазом или с использованием луп с увеличением 10 крат. При наличии индикаторных следов на слое проявителя производят измерение их протяженности. На эскиз контролируемого участка поверхности переносят полученные индикаторные следы с сохранением их направления или границ контролируемого участка. На эскизе указывают размеры индикаторных следов, а также расстояния между ними, если их несколько.
5.5 Техническое диагностирование муфт
5.5.1 Основные положения
Техническое диагностирование муфт МНА, ПНА проводят с целью выявления несоответствий требованиям НД и ТД. Методы и объем контроля технического состояния муфт МНА, ПНА приведены в таблице Таблица Методы и объем контроля муфт технического состояния МНА, ПНА
№ п/п Наименование элемента Метод контроля Объем контроля
1 2
3 4
1 Зубчатая муфта
ВИК Согласно 5.5.3 2 Пластинчатая муфта
ВИК Согласно 5.5.4 3 Пальцевая муфта
ВИК Согласно 5.5.5
5.5.2 Анализ технической документации
При проведении анализа ТД рассмотрению подлежат
- ТД изготовителя муфты 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 54
- ТД по отказам, повреждениями ремонтам. При рассмотрении ТД на муфту проводят анализ информации об отказах, неисправностях, ранее проведенных ремонтах и профилактических мероприятиях, связанных с ТО и ТР в процессе эксплуатации. По результатам рассмотрения ТД:
- делают вывод о соответствии фактических условий эксплуатации муфты паспортным данным
- оформляют акт анализа ТД. Акт по результатам анализа ТД оформляют в соответствии с Б (приложение Б, часть 1).
5.5.3 Контроль состояния зубчатых муфт Зубчатые муфты относят к типу жестких компенсирующих. Допускают небольшие продольные, поперечные и угловые смещения одного вала относительно другого. Передача вращения в зубчатых муфтах происходит через зубчатое зацепление.
5.5.3.2 Муфты могут иметь различные зубчатые втулки в зависимости от выполнения концов соединяемых валов. Зубья втулок и обойм имеют обычно эвольвентный профиль. Для компенсации наибольших угловых смещений валов зубчатые венцы втулок обрабатывают по сфере.
5.5.3.3 Срок эксплуатации муфты – согласно паспорту изготовителя.
5.5.3.4 При обследовании зубчатых муфт проверяют плотность посадки полумуфт, биение полумуфт, состояние зацепления, состояние промежуточного вала (при наличии.
5.5.3.5 Полумуфту навал электродвигателя устанавливают с натягом.
5.5.3.6 Разборку муфты производят согласно паспорту или инструкции по эксплуатации для обеспечения доступа к зубчатым обоймам.
5.5.3.7 Торцовое и радиальное биение муфт – от 0,02 до 0,03 мм.
5.5.3.8 При признаках поверхностных дефектов в районе шпоночных пазов ив зубьях по результатам ВИК выполняют ВК, ПВК. Контроль твердости зубьев, втулок и обойм проводят в соответствии с ГОСТ 9012 и выполняют при обнаружении вмятин и значительного износа на их поверхности. 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 55 5.5.3.9 Критерием предельного состояния зубчатых муфт является износ зубьев втулок или обоймы на делительном диаметре на величину, равную модулю зацепления, скол зуба, втулки, или обнаружение трещин, поломка хотя бы одного крепежного изделия.
5.5.3.10 Контакт между зубьями в зацеплении определяют визуально по пятну приработки на зубьях. Пятно контакта должно располагаться симметрично относительно концов зуба и должно занимать не менее 70 % его поверхности. Зазоры в зацеплении зубчатой муфты проверяют щупом. Они должны соответствовать чертежу и паспорту на изделие. Критериями установочных размеров являются чертежик паспорту изделия.
5.5.3.11 Шпоночные пазы и шпонки должны соответствовать требованиям ТД изготовителя. Износ, смятие и люфт шпонок в шпоночных пазах не допускается. Критерии отбраковки зубчатых муфт – в соответствии с 5.9.
5.5.3.12 Акт по результатам ВИК зубчатой муфты оформляют в соответствии с Б приложение Б, часть 1).
5.5.4 Контроль состояния упругих пластинчатых муфт Упругая пластинчатая муфта представляет собой жесткое на кручение цельнометаллическое устройство, обладающее способностью передавать без люфта вращающий момент и компенсировать осевые, угловые и радиальные смещения соединяемых валов. Полумуфты соединяют через промвал и гибкие пластинчатые элементы, изготовленные из многослойной тонколистовой нержавеющей стали, призонными болтами и самостопорящимися гайками. Пакеты пластинчатых элементов закрепляют к фланцам полумуфт и проставки. Гибкие пластинчатые элементы имеют нелинейную характеристику осевой жесткости, высокую упругость и обладают способностью рассеивания вибрационной энергии, что позволяет снизить нагрузки на подшипники агрегата и служит виброизолирующим элементом между двигателем и насосом.
5.5.4.2 Срок эксплуатации муфты – согласно паспорту муфты.
5.5.4.3 При контроле упругих пластинчатых муфт проверяют
- затяжку болтовых соединений и состояние периферийных элементов в пакетах
- состояние шпоночных соединений, призонных болтов и упругих элементов, посадку полумуфт на валах, состояние промежуточного вала (при наличии.
5.5.4.4 Допускаемые смещения валов при центровке двигателя с насосом
- радиальная расцентровка валов – до 0,15 мм 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 56
- осевая расцентровка валов – до 0,20 мм.
5.5.4.5 При разборке муфты проводят демонтаж проставки и при необходимости контроля выемку гибких элементов.
5.5.4.6 Установочные размеры должны соответствовать паспорту муфты.
5.5.4.7 Прилегание полумуфты навале электродвигателя устанавливают с натягом.
5.5.4.8 При признаках поверхностных дефектов в районе шпоночных пазов по результатам ВИК выполняют ВК, ПВК.
5.5.4.9 Шпоночные пазы и шпонки должны соответствовать требованиям ТД. Износ, смятие и люфт шпонок в шпоночных пазах не допускается.
5.5.4.10 Критерии отбраковки пластинчатых муфт – в соответствии с 5.9.
5.5.4.11 Акт по результатам ВИК упруго-пластинчатой муфты оформляют в соответствии с Б (приложение Б, часть 1).
5.5.5 Контроль состояния пальцевых муфт Пальцевые муфты относят к типу упруго демпфирующих, поскольку за счет применения упругих деталей, изготавливаемых обычно из резины, допускают смещение одного вала относительно другого и обеспечивают смягчение толчков, демпфирование крутильных колебаний, компенсацию монтажных неточностей и биение соединяемых валов. Вместе стем при работе насоса распределение нагрузки между пальцами неравномерное, что приводит к повышенному износу втулок, способствует появлению радиальных нагрузок на валы. Наиболее быстроизнашивающимися деталями пальцевых муфт являются соединительные пальцы.
5.5.5.2 Срок эксплуатации муфты – согласно паспорту муфты.
5.5.5.3 Для проверки наличия зазора одну полумуфту смещают по отношению к другой до упора пальцев в стенках отверстий. При этом одновременно проверяют, наличие контакта пальцев и стенок отверстий. Не допускается зазор между эластичной втулкой и пальцами.
5.5.5.4 Рекомендуемые значения допустимых смещений валов при центровке двигателя с насосом приведены в таблице 5.8.
5.5.5.5 Шпоночные пазы и шпонки – в соответствии с ТД. Износ, смятие и люфт шпонок в шпоночных пазах не допускается. 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 57 5.5.5.6 При признаках поверхностных дефектов в районе шпоночных пазов по результатам ВИК выполняют ВК, ПВК.
5.5.5.7 Критерии отбраковки пальцевых муфт – в соответствии с 5.9.
5.5.5.8 Акт по результатам ВИК пальцевой муфты оформляют в соответствии с Б приложение Б, часть 1). Таблица Рекомендуемые значения допустимых смещений валов при центровке двигателя с насосом
№ п/п Наружный диаметр полумуфты, мм Частота вращения n, об/мин
n ≤ 500 500 < n ≤ 1500 1500 < n ≤ 3000 Смещение вала, мм, не более торцевое радиальное торцевое радиальное торцевое радиальное
1 2
3 4
5 6
7 8
1 До 100 0,05 0,08 0,04 0,06 0,03 0,05 2 Св до 200 0,08 0,09 0,05 0,08 0,04 0,06 3 Св до 400 0,12 0,15 0,10 0,12 0,08 0,09 4 Св до 500 0,20 0,20 0,16 0,18 0,12 0,15
5.6 Техническое диагностирование элементов
виброкомпенсирующих систем
5.6.1 Основные положения Техническое диагностирование элементов ВКС (ВИК, ВК, УЗК) проводят с целью выявления несоответствий требованиям НД и ТД.
5.6.1.2 Методы и объем контроля технического состояния элементов ВКС приведены в таблице 5.9. Таблица Методы и объем контроля технического состояния элементов ВКС
№ п/п Наименование элемента Метод контроля Объем контроля
1 2
3 4
1 Пластинчатая муфта
ВИК Согласно 5.9 2 Виброгасящие рукава и компенсаторы- виброгасители
ВИК Согласно 5.9 3 Виброизоляторы (амортизаторы)
ВИК Согласно 5.9 4 Компенсаторы-виброгасители на приемно-выкидных трубопроводах насоса
ВИК,
УЗК, геодезический Согласно 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 58
№ п/п Наименование элемента Метод контроля Объем контроля
1 2
3 4
5 Реактивные опоры патрубков насоса
ВИК Согласно 5.9 6 Вибродемпфирующая рама
ВИК, ВД Согласно 5.9
5.6.2 Анализ технической документации
При проведении анализа ТД рассмотрению подлежат
- ТД изготовителя на элементы ВКС;
- эксплуатационные документы
- график ТО и ремонтов. При рассмотрении ТД на элементы ВКС проводят
- анализ имеющейся информации о наработке за период эксплуатации на момент обследования
- анализ информации об отказах, неисправностях, ранее проведенных ремонтах и профилактических мероприятиях, связанных с ТО и ТР в процессе эксплуатации. По результатам рассмотрения ТД:
- делают вывод о соответствии фактических условий эксплуатации элементов ВКС паспортным данным
- оформляют акт анализа ТД. Акт по результатам анализа ТД оформляют в соответствии с Б (приложение Б, часть 1).
5.6.3 Элементы виброкомпенсирующей системы
ВКС представляет собой комплекс технических средств, предназначенных для повышения надежности работы МНА его устойчивости к воздействию внешних и внутренних дестабилизирующих факторов, снижению действующих уровней вибрации на агрегат, технологические трубопроводы и запорную арматуру, основными элементами которого являются
- вибродемпфирующая рама агрегата (подрамник
- упругие реактивные опоры
- виброизоляторы (амортизаторы
- виброгасящие рукава и компенсаторы-виброгасители на трубопроводах вспомогательной обвязки (систем смазки, охлаждения, контрольно-измерительных 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 59 и автоматики
- пластинчатая муфта
- компенсаторы-виброгасители на приемно-выкидных трубопроводах насоса. Срок эксплуатации элементов ВКС – согласно паспорту изготовителя. Критерии отбраковки элементов виброкомпенсирующих систем – в соответствии с 5.9.
5.6.4 Оценка технического состояния элементов виброкомпенсирующей системы Техническое обследование ВКС МНА предусматривает
- определение технического состояния элементов ВКС, в т. ч. обнаружение и квалификация дефектов/отказов, прогноз их развития
- рекомендации о необходимости замены элементов ВКС.
5.6.4.2 В процессе осмотра ВКС определяют соответствие установки насосного агрегата требованиям, установленным в проектной документации.
5.6.4.3 При проведении диагностирования элементов ВКС разбирают только пластинчатую муфту (проводят демонтаж проставки и при необходимости контроля выемку гибких элементов.
5.6.4.4 При оценке технического состояния ВКС проверяют- правильность монтажа опор в соответствии с проектной документацией
- правильность установки насоса и электродвигателя на раме агрегата. Должно быть обеспечено плотное прилегание всех опорных поверхностей и отсутствие деформация рамы.
Прилегание опорных конструкций фундаментной плиты электродвигателя и лап насоса к опорным поверхностям рамы должно быть на площади не менее 75 %. Прилегание проверяют с помощью щупа 0,05 мм
- правильность монтажа пластинчатой муфты (по отметкам на ее составляющих) в соответствии с инструкцией по эксплуатации и монтажу муфты.
5.6.4.5 Контрольные точки измерения вибрации электродвигателя приведены на рисунке 5.25. СКЗ виброскорости на подшипниковых опорах электродвигателя измеряют в трех направлениях вертикальном (V), горизонтально-поперечном (H), горизонтально-осевом
(A) ив вертикальном направлениях на лапах (С) подшипниковых стояков, фундаментной плите электродвигателя (В, раме (P), подрамнике (R) и бетоне фундамента (F). 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 60 5.6.4.6 Контрольные точки измерения вибрации насоса приведены на рисунке 5.26.
СКЗ виброскорости на подшипниковых опорах насоса измеряют в трех направлениях вертикальном (V), горизонтально-поперечном (H), горизонтально-осевом (Аи в вертикальном направлениях лапах (L), раме (С, подрамнике (D) и бетоне фундамента (F).
5.6.4.7 Вибрационное состояние агрегата Оценка технического состояния насосов в зависимости от величины вибрации приведена в 5.9 (таблица 5.22). Сточка измерения вибрации на лапах подшипниковых стояков электродвигателя В – точка измерения вибрации на фундаментной плите под электродвигателем Р – точка измерения вибрации на раме под электродвигателем
R – точка измерения вибрации на подрамнике под электродвигателем
F – точка измерения вибрации на бетоне фундамента под электродвигателем
Рисунок 5.25 – Контрольные точки измерения вибрации электродвигателя

---

СТД (Плевая сторона
Р1
СТД (П) правая сторона
R1
F1
Р2
F2
R2
Р3
R3
F3
Р4
Р5
R4
F4
F5
R5
Р10
0
Р9
F10
F9
R9
F8
Р7
F7
R6
F6
Р8
R8
R7
R10
0
Р6
С2
С1
В1
С3
С4
В2
Передняя подшипниковая опора
Верт V2
Гориз H2 Осевая A2 Задняя подшипниковая опора
Верт V2
Гориз H2
Осевая A2
С5
А5
В3
С6
7
С7
В4
С8
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 61
L – точка измерения вибрации на лапах насоса Сточка измерения вибрации на раме под насосом
D – точка измерения вибрации на подрамнике под насосом
F – точка измерения вибрации на бетоне фундамента под насосом Рисунок 5.26 – Контрольные точки измерения вибрации насоса
НАПОР
L3
L4
C3
C4

---