Файл: Публичное акционерное общество транснефть.pdf

D3
D4
F3
F4
ПРИЕМ
Вертик. V3
Гориз. H3 Осевая А
Вертик. V4
Гориз. H4 Осевая А Рама МНА С А Лапа L Фундамент F Подрамник D А 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 62 5.6.4.8 Определение коэффициента эффективности виброизоляции Средние арифметические значения виброскорости Vсз, мс, измеренное на подшипниковых узлах и на опорах подрамника, вычисляют по формуле
V
сз
=
, где V
i
– виброскорость, измеренная на i – том подшипниковом узле
n – количество точек измерения. Коэффициент эффективности виброизоляции (коэффициент снижения динамических нагрузок на фундамент) К
эф
определяют по формуле
К
эф
=
, где V
сзп
– виброскорость, измеренная на подшипниковых узлах
V
с.з.пр
– виброскорость, измеренная на опорах подрамника. Эффективность системы виброизоляции по снижению вибрации подрамных конструкций и фундамента считают удовлетворительной, если величина К
эф
 2 (при отсутствии упругодемпфирующих опор и сильфонных компенсаторов) и К
эф
 20 при установке рамы на виброизоляторы.
5.6.4.9 По результатам ВД оформляют акт. Акт по результатам измерений параметров вибрации насосного агрегата с элементами ВКС оформляют в соответствии с Б приложение Б, часть 1).
5.7 Расчет напряжений, остаточного ресурса
5.7.1 Определение остаточного ресурса насосов Прогнозирование остаточного ресурса оборудования проводят с целью определения наработки с момента технического диагностирования его состояния до достижения им предельного состояния с заданной вероятностью безотказной работы При действии внешних сил материал конструкции может находиться в различных механических состояниях. При невысоких уровнях напряжений материал пребывает в упругом состоянии. При значительных напряжениях в материале обнаруживаются заметные остаточные деформации, ион переходит в пластическое состояние. Затем при дальнейшем увеличении внешних сил происходит образование местных
n
V
i

с.з.пр
V
V
сзп
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 63 трещин и наступает его разрушение. Механическое состояние материала в точке зависит в первую очередь от напряженного состояния в ней. С целью определения прочности материалов вводится понятие предельное напряженное состояние.
5.7.1.3 В качестве информативных параметров для определения предельного состояния потенциально опасных элементов оборудования принимают фактические толщины стенок силовых элементов, наличие, типы и размеры дефектов, напряженно- деформированное состояние, прочностные характеристики материалов потенциально опасных участков.
5.7.1.4 Расчет остаточного ресурса проводят последующим параметрам технического состояния
- по снижению несущей способности вследствие уменьшения толщины стенки и общей равномерной коррозии
- по снижению несущей способности вследствие малоцикловой усталости для объектов, работающих в условиях циклического нагружения при отсутствии коррозионной среды.
5.7.2 Расчет напряжений корпусных деталей, изготовленных из стали Расчеты выполняют с учетом фактических значений параметров, полученных при дефектоскопии и техническом диагностировании, в т. ч
- минимального значения толщины ф
- предела прочности в, который пересчитывают по значениям твердости материала,
НВ.
5.7.2.2 Расчетное значение предела текучести материала
т
, МПа, определяют по формуле где 
т.и.,

в.и.
– значения предела текучести и предела прочности материала в исходном состоянии, МПа в – величина предела прочности, полученная на момент технического освидетельствования косвенным путем при измерении твердости материала, МПа (по ГОСТ 22761).
,
1,
1
В
И
В
И
Т
Т












=
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 64 5.7.2.3 Допускаемое напряжение доп, МПа, определяют по формуле где
 – поправочный коэффициент к допускаемым напряжениям, равный 0,8 согласно ГОСТ 14249; Т – коэффициент запаса прочности по пределу текучести, равный 1,5 согласно ГОСТ 14249. Механические свойства ряда марок конструкционной нелегированной стали приведены в таблице 5.10. Таблица Механические свойства ряда марок конструкционной нелегированной стали
№ п/п Марка стали Предел текучести, МПа
Временное сопротивление, МПа Относительное сужение, % Твердость по
Бринеллю, НВ
1 2
3 4
5 6
1 Л
235 441 30 124 – 151 2 Л
255 471 30 131 – 157 3 Л
275 491 25 137 – 166 5.7.2.4 Для патрубков насосов фактическое напряжение элемента оборудования ф, МПа, определяют по формуле где К – коэффициент, учитывающий воздействие внешних сил, создаваемых опорами, фундаментом, другим оборудованием, равный 1,1; К – коэффициент, применяемый для оборудования, изготовленного методом литья, равный 1,25;
Р
ном
– номинальное давление, МПа
D
вн
– внутренний диаметр, мм ф
– фактическая минимальная толщина стенки элемента оборудования, мм. Для безопасной эксплуатации оборудования должно выполняться условие ф < доп) Если при расчетах фактические напряжения, определенные по формуле (5.8), превышают допустимые напряжения, определенные по формуле (5.7), то это оборудование
,
Т
Т
доп
n




=
,
2 2
1
ф
вн
ном
ф
D
Р
К
К






=
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 65 должно быть выведено из эксплуатации или должны быть снижены разрешенное рабочее давление или нагрузка с определением фактических напряжений согласно формул (5.7), (5.8). По результатам полученных значений ф, в, т осуществляют расчет на прочность элементов оборудования и контроль соответствия напряжений допускаемым значениям.
5.7.2.5 Для насосов наиболее нагруженными являются стенки спиральных отводов. Расчет на прочность корпуса насоса выполняют с учетом фактических (измеренных) значений, полученных по результатам НК. Фактические напряжения материала определяют как эквивалентные напряжения 
экв
Эквивалентные напряжения экв, МПа,определяют в соответствии с теорией энергии формоизменения по формуле
,
(5.10)
где 
1
– максимальное меридианное напряжение, МПа

2
– окружное напряжение, МПа

3
– радиальное напряжение, МПа. Максимальное меридианное напряжение 
1
, МПа, в стенке спиральных отводов определяют по формуле где И – меридианное напряжение изгиба, МПа Р – меридианное напряжение растяжения, МПа. где r
0
– радиус закругления стенки спирального отвода, мм – радиус спирального отвода, мм.
α
=r
0
/ R
0,
(5.13)
β= r
0
/ ф
(5.14) где α, β – коэффициенты.
(
) (
) (
)


2 1
3 2
3 2
2 2
1 экв 1
1
Р
И



+
=
,
3 1
2 085
,1





ном
И
Р
=
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 66
. Расчетная схема сечения спирального корпуса приведена на рисунке 5.27. Рисунок 5.27 – Расчетная схема сечения спирального корпуса Окружное напряжение в стенке спирального отвода 
2
, МПа,определяют по формуле
, где И окружное напряжение изгиба, МПа Р – окружное напряжение растяжения, МПа. Окружное напряжение изгиба И, МПа, определяют по формуле
. где μ – коэффициент Пуассона, равный 0,3. Окружное напряжение растяжения Р, МПа, определяют по формуле
. Радиальное напряжение в стенке спиральных отводов 
3
, МПа, определяют по формуле
. Для безопасной эксплуатации насоса должно выполняться условие
.
(5.20)
(
)





5
,1 556
,
0 3
1
+
=
ном
Р
Р
Р
И
2 2
2



+
=





3 1
2 652
,
0


−
=

ном
И
И
Р








−

=
3 3
2 2
41
,
0 237
,
0






ном
Р
Р
ном
Р
−
=
3

n
Т
т экв



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 67 Если условие (5.20) не выполняется, то необходим перерасчет с уменьшением значения рабочего давления.
5.7.2.6 Расчет по формулами) должен выполняться с геометрическими параметрами R
0
и r
0
, соответствующими наиболее нагруженному сечению отвода для каждого конкретного типа насоса.
5.7.2.7 При необходимости (если не выполнено условие (5.20)) значения напряжений, полученные по формулами, должны быть уточнены путем проведения численного расчета методом конечных элементов реальной конструкции спирального отвода с конструктивными элементами усиления (ребрами, местными утолщениями и др) с учетом фактически измеренной минимальной толщины стенки по сертифицированной программе расчета.
5.7.3 Расчет на прочность корпусов насосов, изготовленных из чугуна Расчет на прочность выполняют с учетом фактических (измеренных) значений, полученных по результатам НК.
5.7.3.2 Допускаемые напряжения доп, МПа, определяют согласно ГОСТ 26159 [4] по формуле
, где K
N
, K
P
, K
B
– коэффициенты, определяемые по ГОСТ 26159 [4];
n
BG
– коэффициент запаса прочности по пределу прочности при растяжении, определяемый по ГОСТ 26159 [4]. Механические свойства отливок из ряда марок серого чугуна приведены в таблице Таблица Механические свойства отливок из ряда марок серого чугуна
№ п/п Марка чугуна по ГОСТ 1412 Предел прочности, МПа, не менее при растяжении при изгибе
1 2
3 4
1 СЧ 18 – СЧ 36 180 360 2 СЧ 2 – СЧ 40 210 400 3 СЧ 32 – СЧ 52 320 520
n
K
K
K
BG
B
B
P
N
доп


=
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 68 5.7.3.3 Фактические напряжения материала определяют как эквивалентные напряжения экв. Эквивалентные напряжения для хрупких материалов экв, МПа, определяют по теории предельных напряженных состояний по формуле

---

, где 
1
и 
3
– по формулам (5.13), (5.19);
– отношение предела прочности при растяжении 
вр к пределу прочности при сжатии

вс
, вычисляемое по формуле
. Для безопасной эксплуатации насоса должно выполняться условие Если условие (5.24) не выполняется, при расчетах по теории предельных нагрузок выполняют перерасчет на основе теории упругости по ГОСТ 26159 [4] (пункт 6).
5.7.4 Расчет на прочность шпилек для крепления крышек насосов к корпусу Предел прочности В шпилек определяют по измеренным значениям твердости. Если механические свойства шпилек, полученных по результатам измеренных значений твердости, отличаются от от конструктивных значений более чем на 10 %, из однотипного оборудования выбирают одну или несколько шпилек с наихудшими механическими свойствами. Из них изготовляют образцы и испытывают на растяжение и ударный изгиб.
5.7.4.2 Расчетное усилие затяжки на шпильки Р
ш
, МПам
2
, определяют по формуле
Р
ш
= Р
(5.25) где m − коэффициент кратности, применяемый для обеспечения плотности стыка, для паронитовой прокладки m равен 1,6; Р – расчетное усилие на крышку насоса, МПам
2
Расчетное усилие на крышку насоса определяют по формуле Р = Р
Н
 F
H
+ P
BC
 F
BC
+ P
P
 F
P
,
(5.26)
3 1



−
=
экв
вс
вр



=


доп

экв
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 69 где Р
Н
− максимальное давление нагнетания, МПа Н − площадь действия давления нагнетания, м
Р
ВС
− максимальное давление всасывания, МПа
F
ВС
− площадь действия давления всасывания, м
Р
Р
− максимальное давление разгрузки, МПа Р − площадь действия давления разгрузки, м 5.7.4.3 Действующее на прокладку удельное давление Р
пр
.МПа, определяют по формуле
,
(5.27) где пр − площадь паронитовой прокладки, м
2
Для обеспечения плотности стыка и прочности прокладки должно выполняться условие
(5.28)
5.7.4.4 Напряжение в шпильке ш, Мпа, определяют по формуле
,
(5.29) где z − количество шпилек, шт
d
1
− минимальный диаметр резьбы шпильки, м. Для безопасной эксплуатации должно выполняться условие
(5.30)
5.7.5 Определение остаточного ресурса корпуса насоса по коррозионно-
абразивному износу Расчет минимально допустимой толщины стенки корпуса насоса

min
, мм, проводят исходя из величины максимального давления, расчетного допускаемого напряжения и материала корпуса по формуле
(5.31)
S
P
m
Р
пр

=
пр
110 32
пр


Р
4 2
1
d
z
Р
ш
ш



=
4
т



ш
,
2 2
1
min
доп
вн
ном
D
Р
К
К






=
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 70 Для дальнейшей безопасной эксплуатации должно выполняться условие
(5.32) Определение средней скорости коррозии/эрозии и абразивного износа стенки корпуса насоса завесь период эксплуатации v, мм/год, производят по формуле
,
(5.33) где и – наибольшая номинальная толщина стенки корпуса насоса, мм ф – фактическая минимальная толщина стенки корпуса насоса, мм
t – рок эксплуатации насоса, год с – плюсовой допуск на толщину стенки, мм.
5.7.5.2 Магистральные, горизонтальные и вертикальные подпорные насосы считают оборудованием, эксплуатирующимся в условиях малоцикловых нагружений, повторяющихся упругопластических деформирований с числом циклов нагружения от 510 4
до 5010 При расчете на малоцикловую усталость не учитывают циклы нагружения от нагрузок, у которых размах колебания не превышает 15 %. Остаточный ресурс рассчитывают исходя из количества циклов нагружения N, которое может выдержать оборудование приданной нагрузке, и полученных фактических свойств материала. Предельное число циклических нагрузок до зарождения трещины
N
согласно уравнению Коффина – Мэнсона определяют по формуле
,
(5.34) где К − коэффициент надежности (К = 10);

0
– амплитуда истинных деформаций
E – модуль упругости, МПа к – относительное сужение при разрыве min ф



t
с
Ф
и



−
+
=
1



















 в 4
1 1
ln
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 71
m – показатель жесткого циклического нагружения (m = 0,5 при в ≤ 700 МПа ив) при в  700 МПа. Величину вычисляют по формуле
,
(5.35) где К – коэффициент концентрации деформации, определяемый по формуле
,
(5.36) где 

− коэффициент концентраций напряжений, зависящий от вида обнаруженного дефекта и определяемый по формуле
,
(5.37) где h − глубина дефекта, мм
d − ширина дефекта, мм с

---

− длина дефекта, мм

min
− минимальная толщина стенки вместе дефекта, мм;

р
– упругие номинальные деформации в стенке оборудования, определяемые по формуле
ε
р
=
σ
ф
Е
(5.38) Рассчитанное по формуле (5.34) число циклов N до зарождения трещин определяет остаточный ресурс оборудования в циклах. Остаточный ресурс в годах определяют как отношение N к числу циклов нагружения, которому оборудование подвергается в течение года. По результатам расчетов устанавливают срок следующего технического освидетельствования, который должен выполняться до истечения ресурса оборудования, но который не может быть более 10 лет. Расчет на малоцикловую усталость насосов, корпус которых выполнен из чугуна, не проводят.



p
K 
=
0
K
m



=
+
2 1





 −
−
−

+
=
c
h
h
c
h
d
h
5
,1 1
1 96
,
0 12
,1 57
,
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 72
5.8 Технологические карты неразрушающего контроля Технологическая карта проведения измерений контролируемых параметров насосов приведена в виде таблицы 5.12. Технологическая карта проведения измерений контролируемых параметров фундаментов приведена в виде таблицы 5.13. Технологическая карта проведения измерений контролируемых параметров муфт приведена в виде таблицы 5.14. Технологическая карта проведения измерений контролируемых параметров элементов
ВКС приведена в виде таблицы 5.15. Технологическая карта проведения измерений контролируемых параметров валов насосов и мультипликаторов приведена в виде таблицы 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.Часть 2. Методики технического диагностирования насосов и и запорной, предохранительной, регулирующей арматуры
РД-19.100.00-КТН-0036-21 73 Таблица Технологическая карта проведения измерений контролируемых параметров насосов п/
п Содержание технологической операции Метод контроля Приборы, оборудование Проведение параметрического контроля насосов с определением- плотности, вязкости, температуры перекачиваемого продукта- давления на входе ивы ходе насоса- температуры подшипников- температуры корпуса- объема перекачки- напряжения, тока, мощности активной и реактивной потребляемых из сети приводными электродвигателями- фактического КПД МНА
/ПНА;
- наличия кавитационного запаса- параметров системы смазки Параметрический Ан али затор качества и
коли че ства электроэнергии, приборы контроля параметров насоса
ВД
насосав эксплуатационном режиме- измерения вибрации на подшипниковых опорах насоса- измерения вибрации на элементах крепления насоса (элементы подшипниковых узлов, Р
УП)
;
- измерения вибрации на лапах насоса им ес тах крепления насоса к фундаменту (анкерные болты- при необходимости измерения вибрации нате хн ологи че ск их трубопроводах и трубопроводах вспомогательных систем системы смазки, откачки утечек )ВДВи броа на ли затор
ВИК:
- корпуса корп ус ных элементов, крышки (крышек) и фланцевых соединений насоса- измерение расстояния между валом насоса и ротором электродвигателя- проверка при ле га ни я опорных конструкций насоса коп орн ым конструкциям фундамента- измерение зазоров между деталями м ас лоот ража тельных колец ила би ри нтн ых уплотнений ВИККом пле кт для
ВИК
в соответствии с (часть 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.Часть 2. Методики технического диагностирования насосов и и запорной, предохранительной, регулирующей арматуры
РД-19.100.00-КТН-0036-21 74
№ п/
п Содержание технологической операции Метод контроля Приборы и оборудование- измерение уклона вала насоса- измерение зазоров в подшипниковых узлах насоса и проверка при ле га ни я шеек вала насоса кн ижн им вкладышам подшипников скольжения- проверка положения рабочего колеса насоса по отношению к корпусу насоса- измерение зазоров вали мп еллерн ая втулка, уплотнительное кольцо рабочее колесо насоса- измерение зазоров втулка вала втулка крестовины, рабочее колесо кольцо уплотнительное втулка вала втулка переводного канала втулка вала вкладыш подшипника втулка вала втулка гильзы у вертикальных насосов- измерение зазора между крышкой Р
УП и корпусом подшипника магистрального насоса- измерение геометрических размеров рабочего колеса, шпоночных пазов и шпонок- у насосов вертикальных ПН
А
–
измерение отклонения вала от вертикального положения, опорного фланца стакана от горизонтального положения- оценка технического состояния торцовых уплотнений насоса качество притирки пар трения, состояние резиновых уплотнений, упругость пружины- проверка технического состояния подшипников и подшипниковых опор насоса (наличие сколов, трещин- проверка технического состояния втулок, колец- проверка технического состояния лабиринтных уплотнений системы смазки- проверка технического состояния крепежных элементов, стопоров, фиксаторов- оценка технического состояния рабочего колеса (колес
)
ВИК
Ком пле кт для
ВИК в соответствии с (часть 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.Часть 2. Методики технического диагностирования насосов и и запорной, предохранительной, регулирующей арматуры
РД-19.100.00-КТН-0036-21 75
№ п/
п Содержание технологической операции Метод контроля Приборы и оборудование Диагностирование сварных соединений приемного и напорного патрубков с технологическими трубопроводами ВИК, У
ЗК
Ком пле кт для
ВИК
, ультразвуковой дефектоскоп в соответствии с часть Диагностирование шпилек разъема корпус крышкам аги страль ны х насосов ВИК, У
ЗК
Ком пле кт для
ВИК
, ультразвуковой дефектоскоп или ультразвуковой ЭМАТ с временной разверткой на дисплее разверткой типа А в соответствии с (часть 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.Часть 2. Методики технического диагностирования насосов и и запорной, предохранительной, регулирующей арматуры
РД-19.100.00-КТН-0036-21 76 Таблица Технологическая карта проведения измерений контролируемых параметров фундаментов п/
п Содержание технологической операции Метод контроля Приборы, оборудование Измерения вибрации фундамента насоса и электродвигателя в эксплуатационном режиме- в плоскости переднего подшипника- в плоскости заднего подшипника- в плоскости среднего фундаментного болта- в заднем торце фундамента ВДВи броа на ли затор Обследования фундамента насоса и электродвигателя с целью выявления и обнаружения- трещин- разрушения поверхностного слоя бетона в результате пропитывания маслом- наличия пустот в бетоне- наличия каверн, раковин- сколов, возникающих от механических повреждений- фактической прочности бетона фундамента ВИК, У
ЗК
Ком пле кт для В
ИК
, измеритель прочности бетона механический, ультразвуковой) в соответствии с 10.3 часть Измерение деформаций и осадок фундамента насоса и электродвигателя поде формационным маркам Геодезический контроль Нивелир Проверка горизонтальности опорных площадок закладных фундаментных рам насоса и электродвигателя ВИКНи вели р
5 Определение прочности фундамента насоса и электродвигателя Прибор для определения прочности бетона механический или ультразвуковой Обследование анкерных болтов насоса и электродвигателя ВИКУ ЗККом пле кт для В
ИК
, ультразвуковой дефектоскоп или ультразвуковой ЭМАТ с временной разверткой на дисплее разверткой типа А)
в соответствии с 10.3 (часть 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.Часть 2. Методики технического диагностирования насосов и и запорной, предохранительной, регулирующей арматуры
РД-19.100.00-КТН-0036-21 77 Таблица Технологическая карта проведения измерений контролируемых параметров муфт п/
п Содержание технологической операции Метод контроля Приборы, оборудование Зубчатая муфта Проверка плотности посадки пол ум уфт
ВИК
Кра ск а Проверка пятна контактам ежу зубьями Проверка биения пол ум уфт
Це нтровочное приспособление Проверка диаметрального зазора в зубчатом зацеплении (состояние зацепления зубьев) Набор щупов 1.5Пров ерк аз аз ора между проверяемой парой зубьев Проверка зазора между стенкой втулки пол ум уфт ы насоса иве рх ней гранью шп он ки
1.7
Пров ерк ан али чи я поверхностных дефектов в районе шпоночных пазов ив зубьях (сколы, трещины, износ) Комплект для В
ИК в соответствии сч ас ть
1)
2 Пластинчатая муфта Проверка плотности посадки пол ум уфт
ВИК
Кра ск а Проверка биения пол ум уфт
Це нтровочное приспособление Проверка наличия поверхностных дефектов в районе шпоночных пазов Комплект для В
ИК в соответствии сч ас ть
Проверка технического состояния пакета упругих элементов (деформация, разрыв) Комплект для В
ИК в соответствии сч ас ть
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.Часть 2. Методики технического диагностирования насосов и и запорной, предохранительной, регулирующей арматуры
РД-19.100.00-КТН-0036-21 78
№ п/
п Содержание технологической операции Метод контроля Приборы, оборудование Пальцевая муфта Проверка плотности посадки пол ум уфт
ВИК
Кра ск а Проверка целостности пальцев Лупа Проверка зазора между эластичной втулкой и пальцами Ли не йк а, штангенциркуль, набор щупов Проверка биения пол ум уфт
Це нтровочное приспособление Проверка наличия поверхностных дефектов в районе шпоночных пазов Комплект для В
ИК в соответствии сч ас ть
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.Часть 2. Методики технического диагностирования насосов и и запорной, предохранительной, регулирующей арматуры
РД-19.100.00-КТН-0036-21 79 Таблица Технологическая карта проведения измерений контролируемых параметров элементов В
КС
№ п/
п Содержание технологической операции Метод контроля Приборы, оборудование Проверка установки ви бродем пфи ру ю
ще й рамы нам он тажных опорах (отклонение от горизонтальности)
ВИК
Ком пле кт для В
ИК в соответствии сч ас ть
1)
2 Проверка при ле га ни я опорных поверхностей насоса и электродвигателя кр ам е агрегата
ВИК
На борщ уп ов
3 Проверка наличия дефектов металл ору ка во в- протечки трещины наги бк ой части оплетки ив местах соединений- касания гибкой части метал лору ка во в с деталями и узлами агрегата- н ат яг ов
, изгибов ВИКЛи не йк а, лупа Проверка амортизаторов на наличие дефектов- растре ск ива ни й, надрывов, отслое ни й на резиновом массиве- повреждений м ас лоз ащи тн ого слоя ВИКЛуп а
5 Проверка при ле га ни я амортизаторов к раме ив ер хн ей плите реактивной опоры
ВИК
На борщ уп ов, штангенциркуль Проверка технического состояния компенсаторов -в иб рога сите лей на прием нов ык ид ны х трубопроводах насоса на наличие- протечек, вмятин, трещин- дефектов в сварных соединениях компенсаторов с технологическими нефтепроводами- измерения угла поворота и сдвига компенсатора ВИКУ ЗКУл ьтраз ву ковой дефектоскоп, толщи номерком пле кт для
ВИК
ВИК в соответствии с 10.3 часть Проверка технического состояния пластинчатой муфты- плотности посадки полу муфт- биения пол ум уфт
;
- наличия дефектов в районе шпоночного паза- технического состояния пакета упругих элементов (деформация, разрыв)
ВИК
Ком пле кт для В
ИК в соответствии сч ас ть
1)
8 Определение вибрационного состояния агрегата и коэффициента эффективности виброизоляции (
К
эф
):
- измерения вибрации на подшипниковых опорах- измерения вибрации на лапах подшипниковых стояков- измерения вибрации на раме, подрамнике и бетоне фундамента МН
А
ВД
Ви броа на ли затор 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.Часть 2. Методики технического диагностирования насосов и и запорной, предохранительной, регулирующей арматуры
РД-19.100.00-КТН-0036-21 80 Таблица Технологическая карта проведения измерений контролируемых параметров валов насосов и мультипликаторов п/
п Содержание технологической операции Метод контроля Приборы, оборудование
ВИК включает- определение наличия дефектов потел у вала, в шпоночных пазах, галтель ных переходах, резьбовых соединениях- измерение износа поверхности шейки вала насосав местах сопряжений с элементами подшипниковых узлов- измерение биения вала насосав местах сопряжений с элементами подшипниковых узлов- измерение геометрических параметров вала (валов, шпоночных пазов- контроль наличия заводской маркировки ВИККом пле кт для
ВИК в соответствии с часть
УЗК
валов магистральных подпорных насосов, мультипликаторов УЗК (П
ВК
порезу ль татам УЗК
) Ультразвуковой дефектоскоп
ВК
шпоночных пазов, галтель ных переходов, резьб и п
роточе кн а валах магистральных подпорных насосов, мультипликаторов ВКВи хре токовый дефектоскоп Измерение твердости валов магистральных подпорных насосов, мультипликаторов выполняют порезу ль татам В
ИК при подозрениях на несоответствующее качество металла вала или его термообработки при изготовлении Из мере ни е твердости Твердомер Проведение
ПВ
К: контроль выполняют порезу ль татам ВК
или УЗК
для подтверждения наличия дефекта
ПВ
К/
МПК
При на длеж нос ти для цветной дефектоскопии Док 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 81

---

5.9 Критерии отбраковки по результатам проведенного техниеского диагностирования
5.9.1 Критерии предельного состояния элементов насоса Критерии предельного состояния корпусных деталей насоса приведены в таблице Таблица Критерии предельного состояния корпусных деталей насоса
№ п/п Критерий Метод контроля Предельное состояние
1 2
3 4
1 Коррозионный износ отдельных мест внутренней полости
ВИК
h  0,1S мм
2 Наличие рисок, забоин, вмятин на плоскостях разъемов
ВИК
h  0,1 мм
3 Несущая способность
ВИК, УЗТ, измерение твердости, расчет по 5.7 Снижение несущей способности ниже значений по 5.7 Примечания Трещины, выявленные при ВИК, УЗК, ПВК, МПК на корпусных деталях насоса, не допускаются.
2 В настоящей таблице применены следующие обозначения
-
h – глубина дефекта, мм
-
S – толщина стенки корпуса (детали, мм.
5.9.1.2 Признаки предельного состояния рабочих колес насоса приведены в таблице 5.18. Таблица Признаки предельного состояния рабочих колес насоса
№ п/п Признак предельного состояния Метод контроля Способ устранения дефектов
1 2
3 4
1 Эрозионный или коррозионный износ более 30%, сквозные отверстия в дисках и лопастях
ВИК Замена колеса
2 Местный износ, раковины, трещины глубиной не более ½ толщины основного тела
ВИК Наплавка металла с последующей механической обработкой заподлицо с основной поверхностью
3 Наличие кольцевых рисок на диске колеса вследствие касания колесом корпуса насоса неправильная сборка)
ВИК Наплавка поврежденных мест электросваркой с последующей проточкой 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 82
№ п/п Признак предельного состояния Метод контроля Способ устранения дефектов
1 2
3 4
4 Износ уплотняющих поясов
ВИК, параметрический контроль по снижению КПД Смена уплотняющих колец, наплавка обода рабочего колеса с последующей проточкой
5 Поломка дисков и лопастей
ВИК, ВД Замена рабочего колеса Примечание После ремонта рабочего колеса необходимо провести статическую балансировку колеса и после его монтажа навал динамическую балансировку всего ротора.
5.9.1.3 Критерии отбраковки прочих деталей насоса приведены в таблице Таблица Критерии отбраковки прочих деталей насоса
№ п/п Деталь насоса Критерий отбраковки Метод ремонта или замена
1 2
3 4
1 Подшипник качения Радиальные или осевые зазоры более допустимых Замена Трещины, выкрашивания металла и цвета побежалости на кольцах и телах качения Замена Выбоины и отпечатки (лунки) на беговых дорожках колец Замена Шелушение металла, чешуйчатые отслоения Замена Коррозионные раковины, забоины и вмятины на поверхностях тел качения, видимые невооруженным глазом Замена Трещины в сепараторе, отсутствие или ослабление заклепок сепаратора Замена Заметная визуально-ступенчатая выработка рабочих поверхностей колец Замена
2 Подшипник скольжения Трещины, сколы, выкрашивание, натаскивание и отслаивание баббита, глубокие раковины диаметром более 1 мм, износ баббитового слоя более 50 % от номинального значения зазора в щелевом уплотнении для МНА и более 80 % для
ПНА
Перезаливка вкладышей
Подплавление баббитовой заливки
Перезаливка вкладышей
3 Торцовое уплотнение Утечки более допустимых Замена в сборе) Износ по высоте рабочей поверхности неметаллического уплотнительного элемента пары трения более 75 % Замена в сборе) Выпучивания и наличие трещин на пружинных уплотнениях Замена в сборе) 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 83
№ п/п Деталь насоса Критерий отбраковки Метод ремонта или замена
1 2
3 4 Наличие сколов, трещин на рабочих поверхностях контактных колец Замена в сборе)
4 Защитная гильза вала Уменьшение наружного диаметра более чем на 2 мм Замена
5 Шпильки разъема корпус – крышка магистрального насоса Отсутствие заводского клейма, маркировки наличие поверхностных трещин любой протяженности раскатанных пузырей глубиной 0,03d диаметра шпильки заусенцев, вмятин и забоин на резьбе, а также отклонений от профиля резьбы, препятствующих навинчиванию проходного резьбового калибра с крутящим моментом, равным
0,06d, Нм, где d – диаметр шпильки рванин, выкрашиваний ниток резьбы стержневых изделий глубиной более среднего диаметра, длиной более
5 % от общей длины резьбы по винтовой линии, а водном витке – ¼ его длины рисок на гладкой цилиндрической и резьбовой части шпильки глубиной более 5 % от диаметра шпильки Замена
6 Анкерный болт Замена
5.9.1.4 Допустимые параметры дефектов при контроле корпусов насосов методами
НК приведены в таблице 5.20.
5.9.1.5 Допустимые параметры дефектов в сварных швах корпусных деталей при УЗК приведены в таблице 5.21.
5.9.1.6 Оценка технического состояния насосов по значениям виброскорости приведена в таблице 5.22.
5.9.1.7 Допустимые значения отклонений насосов от горизонтального и вертикального положения приведены в таблице 5.23. 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 84 Таблица Допустимые параметры дефектов при контроле корпусов насосов методами
НК
№ п/п Метод НК Толщина стенки , мм Магистральный подпорный насос Приемный стакан вертикального подпорного насоса
26
–
34 34
–
45 45
–
более ПВК Размеры индикаторных следов трещин, мм
3,0+0,05(-20)
0,1+1,0 2 УЗК Суммарная отражающая поверхность обнаруженных несплошностей, мм
2
одиночных
15,0 20,0 24,0 30,0 5,0 6,0 непротяженных 11,0 15,0 18,0 22,0 3,5 4,5 протяженных
7,5 10,0 12,0 15,0 2,5 3,0 Таблица Допустимые параметры дефектов в сварных швах корпусных деталей при
УЗК
№ п/п Толщина стенки оборудования
, мм Наименьшая фиксируемая амплитуда эхо-сигнала, дБ Максимально допустимая суммарная отражающая поверхность обнаруженных несплошностей, мм
2
одиночных непротяженных протяженных
1 2
3 4
5 6
1 От 26 до 34 На 6 дБ ниже эхо- сигналов от максимально допустимых дефектов
5,0 3,5 2,5 2 Св. 34 до 45 7,0 5,0 3,5 3 Св. 45 до 50 8,0 6,0 4,0 4 Св. 50 10,0 7,5 5,0 Примечания Точечные дефекты считаются недопустимыми, если амплитуда эхо-сигналов от них превышает амплитуду эхо-сигнала от искусственного отражателя, размеры которого определяются максимально допустимой эквивалентной площадью.
2 Протяженные дефекты считаются недопустимыми, если амплитуда эхо-сигналов от них превышает
0,5 амплитуды эхо-сигналов от искусственного отражателя. Условная протяженность цепочки точечных дефектов измеряют в том случае, если амплитуда эхо-сигнала от них составляет 0,5 и более амплитуды эхо- сигнала от искусственного отражателя, размеры которого определяются максимально допустимой эквивалентной площадью.
3 Под непротяженными понимаются одиночные несплошности при их количестве не более девяти для толщины от 20 до 40 мм и не более 10 для толщины от 40 до 60 мм на 100 мм длины сварного шва.
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 85 Таблица Оценка технического состояния насосов по значениям виброскорости
№ п/п
СКЗ виброскорости, мм/с Оценка технического состояния
1 2
3 1 Для номинальных режимов перекачки
1.1 До 5,6 Допускается длительная эксплуатация
1.2 Св. 5,6 до 7,1 Допускается ограниченная эксплуатация
1.3 Св. 7,1 Эксплуатация не допускается
2 Для режимов перекачки, отличных от номинальных
2.1 До 8,9 Допускается длительная эксплуатация
2.2 Св. 8,9 до 11,2 Допускается ограниченная эксплуатация
2.3 Св. 11,2 Эксплуатация не допускается Примечания Для номинальных режимов перекачки при СКЗ виброскорости свыше 5,6 до 7,1 мм/с длительность эксплуатации насоса – не более 600 ч.
2 Для режимов перекачки отличных от номинальных при СКЗ виброскорости от 8,9 до
11,2 мм/с длительность эксплуатации насоса – не более 168 ч. Таблица Допустимые значения отклонений насосов от горизонтального и вертикального положения
№ п/п Тип насоса Место измерений Допустимое отклонение
1 2
3 4
1 Магистральные и подпорные насосы с горизонтальным разъемом корпуса На открытых участках плоскости разъема корпуса насосав районе подшипниковых узлов (по обе стороны от оси вращения в районе переднего и заднего подшипников) или по шейкам вала переднего и заднего подшипников насоса Отклонение от горизонтального положения не более
0,1 мм нам длины
2 Вертикальные насосы На фланце стакана насосав четырех точках (через 90) Отклонение от горизонтального положения не более
0,5 мм нам длины По полумуфте насоса Отклонение от вертикального положения не более 0,2 мм нам длины
5.9.2 Критерии отбраковки фундаментов ВИК
Категории состояния фундаментов приведены в таблице 5.24. 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 86 Таблица Категории состояния фундаментов
№ п/п Категория состоянияфундамента Признак
1 2
3 1 Исправное. Отсутствуют видимые дефекты и повреждения, свидетельствующие о снижении несущей способности и эксплуатационной пригодности конструкций. Необходимости в ремонтно- восстановительных работах на момент обследования нет На поверхности бетона видимых дефектов и повреждений нет или имеются отдельные раковины, выбоины, волосяные трещины, антикоррозионная защита закладных деталей не нарушена, поверхность арматуры при вскрытии чистая. Глубина нейтрализации бетона не превышает половины толщины защитного слоя. Ориентировочная прочность бетона не ниже проектной. Антикоррозионная защита конструкций не имеет нарушения сплошности
2 Удовлетворительное. Отсутствуют видимые дефекты и повреждения, свидетельствующие о снижении несущей способности и эксплуатационной пригодности конструкций. Защитные свойства бетона по отношению к арматуре частично нарушены Антикоррозионная защита железобетонных элементов частично повреждена, на отдельных участках мокрые и масляные пятна. В местах с малым защитным слоем проступают следы коррозии арматуры, коррозия рабочей арматуры отдельными точками и пятнами язви пластинок ржавчины нет. Изменен цвет бетона вследствие пересушивания, местами отслоение бетона при простукивании. Шелушение граней и ребер
3 Ограниченно работоспособное. На отдельных участках конструкций имеются повреждения, требуется их восстановление и устройство антикоррозионной защиты Конструкции, подвергавшиеся замораживанию. Ориентировочная прочность бетона не ниже проектной
4 Неисправное. Существуют повреждения, свидетельствующие о снижении несущей способности и эксплуатационной пригодности конструкций. Требуется усиление Пластинчатая ржавчина на стержнях оголенной арматуры в зоне продольных трещин или на закладных деталях трещины в растянутой зоне бетона, превышающие их допустимое раскрытие. Бетон в растянутой зоне на глубине защитного слоя между слоями арматуры легко крошится. Снижение ориентировочной прочности бетона до
20 %
5 Аварийное. Существуют повреждения, свидетельствующие о возможности обрушения конструкций. Требуется немедленная разгрузка конструкции и устройство временных креплений (стоек, подпорок, накладок и др) Трещины, пересекающие опорную зону анкеровки; отход анкеров от пластин закладных деталей из-за коррозии стали в сварных швах или других причин деформация закладных и соединительных элементов с взаимным смещением последних значительные прогибы 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 87
№ п/п Категория состоянияфундамента Признак
1 2
3 изгибаемых элементов при наличии трещин в растянутой зоне более 0,5 мм разрыв отдельных стержней рабочей арматуры в растянутой зоне, выпучивание арматуры в сжатой зоне раздробление бетона и выкрашивание заполнителя в сжатой зоне. Площадь опирания, уменьшенная по сравнению со значениями, установленнми НД и проектной документации Если ширина раскрытия нормальных и наклонных трещин более предельно допустимых значений, но менее 1,5 мм, конструкция требует усиления, поскольку данные дефекты способствуют дальнейшему физическому износу железобетонных конструкций. Конструкция является аварийной и непригодна к дальнейшей эксплуатации, если при обследовании выявлен один из нижеприведенных дефектов
- нормальные трещины имеют ширину раскрытия более 2,5 мм, образуются в растянутой зоне и обусловлены текучестью арматуры
- в нормальном сечении раздроблен бетон сжатой зоны
- наклонные трещины имеют ширину раскрытия более 1,5 мм и обусловлены текучестью продольной и поперечной арматуры
- над наклонной трещиной раздроблен бетон сжатой зоны
- разрыв растянутой арматуры
- трещины на приопорных участках и раздробление бетона в сжатой зоне, обусловленные нарушением анкеровки арматуры.
5.9.2.2 Вибрадиагностический контроль
Предельные значения размаха виброперемещения фундамента в зависимости от рабочего числа оборотов ротоных частей оборудования приведены в таблице 5.25. Таблица Предельные значения размаха виброперемещения фундамента в зависимости от рабочего числа оборотов ротоных частей оборудования
№ п/п Рабочее число оборотов ротоных частей оборудования, об/мин Предельно допустимый размах виброперемещения фундамента в плоскости измерения, мкм горизонтальной вертикальной
1 2
3 4
1 От 500 до 750 включ. От 200 до 150 включ. От 150 до 100 включ.
2 Св. 750 до 1000 включ. От 150 до 100 включ. От 100 до 60 включ. 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 88
№ п/п Рабочее число оборотов ротоных частей оборудования, об/мин Предельно допустимый размах виброперемещения фундамента в плоскости измерения, мкм горизонтальной вертикальной
1 2
3 4
3 Св до 1500 включ. От 100 до 50 включ. Менее 60 4 Св. 1500 Менее 50
–

---

5.9.3 Критерии отбраковки валов насосов и мультипликаторов Валы насосов и мультипликаторов считают работоспособными, если при проведении дефектоскопического контроля на них не было обнаружено дефектов в виде трещин, коррозионных язв, рисок, забоин, металлургических дефектов (неметаллических включений, расслоений и т. д. в теле вала. Шпоночные пазы и шпонки должны соответствовать размерам, установленным в ТД изготовителя. Износ, смятие и люфт шпонок в шпоночных пазах не допускается. Допустимые параметры дефектов валов приведены в таблице 5.26. Критерии предельной наработки валов насосов приведены в таблице 5.27. Изготовление валов МНА и
ПНА организациями, ТД которых не включены в Реестр ОВП в порядке, установленном в
ОР-03.120.20-КТН-0311-20, не допускается. Таблица Допустимые параметры дефектов валов
№ п/п Вид дефекта Размеры дефекта, мм, не более Глубина Протяженность
1 2
3 4
1 Царапины, риски, забоины, коррозионные язвы, фреттинг-коррозия
0,5 6,0 2 У валов насосов уголковые трещины и надрывы по углу между цилиндрической поверхностью вала и боковой поверхностью шпоночного паза Не допускаются
3 Несоответствие фактических размеров шпоночных пазов размерам ТД изготовителя Не допускаются
4 Внутренние дефекты валов (по результатам УЗК) Не допускаются
5 Трещины по галтелям, впадинам резьбы, переходах от одного диаметра к другому Не допускаются
6 Несоответствующее качество металла или термообработки при изготовлении Не допускаются
7 Отсутствие или несоответствие маркировки вала паспорту Не допускаются 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 89 Таблица Критерии предельной наработки валов насосов п/п Наименование Предельная наработка вала насоса сначала эксплуатации, ч Эксплуатация вала насоса при достижении предельной наработки, ч
1 2
3 4
1 Валы магистральных и подпорных насосов
72000 Не допускается
5.9.4 Критерии отбраковки муфт Зубчатые муфты
При увеличении диаметрального зазора в зубчатом зацеплении свыше 0,3 мм зубчатую муфту и зубчатую обойму заменяют новыми. Количество зубьев в зубчатых втулках и полумуфтах, находящихся в сопряжении, должно быть не менее 75 % от их общего числа. Допустимый зазор между проверяемой парой зубьев – не более 0,03 мм. Зазор между верхней стенкой втулки полумуфты и верхней гранью шпонки – от 0,2 до 0,3 мм. Скол зуба обоймы или втулки и трещины на элементах зубчатой муфты не допускаются. На резьбовых соединениях не должно быть вмятин, забоин, выкрашиваний и срывов более двух ниток. На промежуточном вале (при наличии) не допускаются вмятины и трещины.
Прилегание конической полумуфты навале насоса – не менее 75 %.
5.9.4.2 Пластинчатые муфты
Остаточная деформация многослойных пакетов и трещины пластин не допускаются.
Прилегание конической полумуфты навале насоса – не менее 75 %. Люфт призонных болтов в установочных местах не допускается. На резьбовых соединениях не должно быть вмятин, забоин, выкрашиваний и срывов более двух ниток. На промежуточном вале (при наличии) вмятины и трещины не допускаются.
5.9.4.3 Пальцевые муфты
Металлический конец каждого пальца плотно (без зазора) входит в отверстие одной полумуфты, а противоположный конец своей эластичной частью входит в отверстие другой полумуфты с зазором, не превышающим 1,5 мм. Муфта отбраковывается при нарушении цилиндричности отверстий полумуфт. 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 90 Эластичные втулки подлежат замене при выработке более чем 2 мм по диаметру. Резиновые втулки заменяют при обнаружении
- большого количества резиновой пыли
- порезов, охватывающих более 10 % от ширины втулки
- физического ухудшения состояния втулки (поверхность резиновой втулки надтреснута или липкая. Эластичные шайбы подлежат замене при выработке более чем 2 мм по диаметру. На резьбовых соединениях вмятины, забоины, выкрашивания и срывы более двух ниток не допускаются.
5.9.5 Критерии отбраковки элементов виброкомпенсирующих систем
5.9.5.1 Гибкие виброгасящие рукава
Допустимые изгибы и смещения металлорукавов приведены на рисунке 5.28. Критерии отбраковки по ВИК гибких виброгасящих рукавов
- не допускаются протечки на гибкой части оплетки ив местах их соединений
- не допускаются трещины на гибкой части оплетки и остаточные деформации
- не допускается касание гибкой части компенсаторов с деталями и узлами агрегата
- не допускаются натяги, изгибы гибкой части компенсаторов, превышающие значения, приведенные на рисунке 5.28. Проверяют правильность монтажа металлорукавов (см. рисунок 5.28). Рукава, длина которых не обеспечивает наличие нейтральных участков, должны быть установлены только прямолинейно. Не допускается перемещение одного конца рукава относительно другого в плоскости, перпендикулярной оси рукава, более чем на 15 мм. Рисунок 5.28 – Допустимые изгибы и смещения металлорукавов 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 91 5.9.5.2 Амортизаторы Критерии отбраковки амортизаторов по ВИК:
- не допускаются на резиновом массиве растрескивания, надрывы, отслоения
- не допускаются деформации в вертикальном и горизонтальном направлениях, превышающие допустимые значения, указанные в паспорте амортизатора
- не допускаются неравномерное прилегание всех амортизаторов к подрамнику и вибродемпфирующей раме. Разность величин высоты  амортизатора, измеренной с левой и правой его сторон, не должна превышать 0,5 мм. Схема измерения высоты амортизаторов вибродемпфирующей рамы приведена на рисунке 5.29. Рисунок 5.29 – Схема измерения высоты амортизаторов вибродемпфирующей рамы
5.9.5.3 Компенсаторы-виброгасители на приемно-выкидных трубопроводах насоса
Критерии отбраковки по ВИК сильфонных компенсаторов
- не допускаются протечки
- не допускаются вмятины, трещины
- не допускается превышение угла поворота и сдвига компенсатора свыше значений, приведенных в ТД изготовителя. Критерии отбраковки по ВИК компенсаторов типа КР (резинокордные):
- не допускаются протечки
- не допускаются растрескивание и выпучины на резинокордном элементе
- не допускается превышение предела деформации внутреннего корпуса компенсатора, относительно наружного, указанного в ТД изготовителя
- не допускается появление давления в полости между внутренними внешним корпусом компенсатора. Критерий отбраковки по УЗК сильфонных компенсаторов наличие дефектов в сварных соединениях с технологическими нефтепроводами и патрубками. 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 92 При УЗК выявляют дефекты типа пор, раковин, шлаковых включений, трещин, флокенов, расслоений. Критерии оценки допустимости дефектов по результатам УЗК сварных стыков сильфонного компенсатора приведены в таблице 5.28. Таблица Критерии оценки допустимости дефектов по результатам УЗК сварных стыков сильфонного компенсатора
№ п/п Наименование Условное обозначение Соответствующий тип дефекта по результатам радиографического контроля Допустимые размеры дефектов при амплитуде эхо-сигналов ниже браковочного уровня, мм
1 2
3 4
5 1 Любой дефект, амплитуда эхо-сигнала от которого превышает браковочный уровень, считают недопустимым
2 Непротяженный
SH Одиночные, компактные поры и шлаковые включения

300
 30 3 Протяженный в сечении шва
LS Удлиненные поры и протяженные шлаковые включения
L  2S, ноне более 25;

300
 25 Внутренние несплошности при двухсторонней сварке несплошности по кромками между слоями
L  2S, ноне более 25;

300
 25
Трещины
Не допускаются
4 Протяженный в корне шва
LB
Несплошности в корне шва
L  S, ноне более 25;

300
 25
Утяжины; превышение проплава
L  30;

300

30
Несплошности по кромкам, выходящие на поверхность Не допускаются Трещины Не допускаются
5 Скопление
CC Скопления и цепочки пори или шлаковых включений
L  S, ноне более 30;

300

30 Примечание В таблице применены следующие условные обозначения
S – толщина стенки трубы (детали, мм
L
– протяженность дефекта (размер дефекта, определяемый вдоль шва, мм

300
– суммарная протяженность дефектов на длине сварного шва, равной 300 мм
SH – непротяженный дефект
LS – протяженный дефект в сечении шва
LB – протяженный дефект в корне шва
CC – скопления/цепочки.
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 93 5.9.5.4 Реактивные опоры патрубков насоса Критерии отбраковки по ВИК реактивных опор патрубков насоса – неравномерное прилегание к верхней плите опоры всех амортизаторов. Разность величин высоты  амортизатора, измеренной с левой и правой его сторон, не должна превышать 0,5 мм. Схема измерения высоты амортизаторов реактивной опоры приведена на рисунке 5.30. Требования к болтовым соединениям
- не допускаются на резьбе деталей вмятины, забоины, выкрашивания и срывы более двух ниток
- не допускаются на гранях головок болтов и гаек повреждения и износ более 0,05 мм. В сварном соединении хомута и шпильки не допускаются трещины и деформации. В плитах реактивных опор не допускаются трещины и деформации. Рисунок 5.30 – Схема измерения высоты амортизаторов реактивной опоры
5.9.5.5 Вибродемпфирующая рама (подрамник) Критерии отбраковки по ВИК вибродемпфирующей рамы (подрамника
- не допускаются трещины на конструкции
- отклонение от горизонтальности по плоскости опорных платиков вибродемпфирующей рамы, измеренное в двух взаимоперпендикулярных направлениях, не должно превышать 0,1 мм нам. 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 94
5.10 Техническое диагностирование мультипликаторов магистральных насосных агрегатов
5.10.1 Основными методами контроля технического состояния мультипликаторов являются ВД, ВИК, УЗК, ВК. При проведении дополнительного контроля применение УЗК,
УЗТ, измерения твердости, ПВК и МПК должно основываться на результатах проведения
ВИК. Выбор дополнительных методов контроля (при необходимости) определяет специалист НК.
5.10.2 Объем и методы контроля мультипликаторов приведены в таблице 5.29. Таблица Объем и методы контроля мультипликаторов
№ п/п Наименование Метод контроля Объем контроля
1 2
3 4
1 Мультипликатор Параметрический Согласно РЭ, НД и ТД
ВИК контрольно- измерительной системы
100 %
ВД
РД-75.200.00-КТН-
0119-21 Контроль герметичности
100 % Контроль отсутствия посторонних шумов 100 %
2 Корпус (корпусные элементы) и крышка (крышки) мультипликатора
ВИК
100 %
УЗК В зонах по результатам
ВИК
УЗТ В зонах по результатам
ВИК
ПВК/МПК В зонах по результатам
ВИК
3
Маслоуловитель, проставка
ВИК
100 %
4 Вал
ВИК, УЗК, ВК Согласно 5.4
ПВК/МПК В зонах по результатам
ВИК Измерение твердости В зонах по результатам
ВИК
5 Шестерня, зубчатое колесо
ВИК В доступных местах
6 Шпонка
ВИК
100 %
7 Подшипниковый узел
ВИК
100 %
8 Подшипник
ВИК
100 %
9 Шпилька, гайка, болт, шайба
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 95 5.10.3 НК деталей, элементов и узлов мультипликаторов проводят в соответствии со следующими НД:
- 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;
- 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. Рисунок 5.31 – Точки измерения на опоре подшипников и фундаментных болтах насоса и мультипликатора насосного агрегата
5.10.4 Проведение НК деталей, элементов и узлов мультипликаторов, за исключением шестерен, аналогично проведению НК подобных деталей, элементов и узлов магистральных и подпорных насосов.
5.10.5 При проведении ВИК шестерен и зубчатых колес особое внимание обращают на состояние зубьев и шпоночных пазов. Разрушения, механические повреждения, трещины, недопустимый износ шестерен (зубчатых колес) не допускаются.
5.10.6 Результаты проведения технического диагностирования мультипликатора должны быть оформлены в техническом отчете по результатам проведения технического освидетельствования магистрального насосав виде отдельного приложения. насос мультипликатор 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 96

---