Файл: Публичное акционерное общество транснефть.pdf

6 Методика технического диагностирования запорной, предохранительной, регулирующей арматуры и ее приводов
6.1 Основные положения Методика распространяется только на ЗПРА с рабочей средой нефть и нефтепродукт в соответствии с 1.1.
6.1.2 Методы и объем работ по НК клиновых задвижек от DN 150 (включительно) до
DN приведены в таблице 6.1. Методы и объем работ по НК шиберных задвижек от DN 150 (включительно) до
DN 1200 приведены в таблице 6.2. Методы и объем работ по НК шаровых кранов диаметром от DN 150 (включительно) до
DN 1200 приведены в таблице 6.3. Методы и объем работ по НК обратных затворов небыстродействующих полнопроходных с демпфирующим устройством и надземных быстродействующих полнопроходных без демпфирующего устройства (разъемные затворы с разъемом корпус – крышка) диаметром от DN 150 (включительно) до DN 1200 приведены в таблице 6.4. Методы и объем работ по НК обратных затворов быстродействующих неполнопроходных необслуживаемых (неразъемные обратные затворы) диаметром от DN 150 включительно) до DN 1200 приведены в таблице 6.5. Методы и объем работ по НК предохранительных клапанов приведены в таблице 6.6. Методы и объем работ по НК регуляторов давления от DN 150 (включительно) до
DN 800 приведены в таблице 6.7. Гидравлические испытания ЗПРА и контроль функционирования приведены в таблице 6.8.
6.1.3 В процессе проведения технического диагностирования объем работ по НК может быть откорректирован в зависимости от результатов ВИК. 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 97 Таблица Методы и объем работ по НК клиновых задвижек отв ключи тель но до
DN
1200
№ п/
п Элемент арматуры При эксплуатации При ремонте Метод НК
Объем работ Метод НК
Объем работ Корпус, крышка, патрубки, катушки (кольца переходные, сварные соединения
ВИК
100 %
с внешней стороны ВИККон трол ь видимой части УЗК100 %
кон трол еп ри годных заводских им он тажны х сварных соединений
УЗК
–
ПВ
К или МПКВ зонах порезу ль татам В
ИК,
УЗК
ПВ
К или МПКВ зонах порезу ль татам В
ИК
УЗК
В зонах порезу ль татам В
ИК
–
– Измерение твердости В зонах в соответствии со схемой мест обследования, порезу ль татам В
ИК.
На н
еобра ба тыв ае мых поверхностях в местах обнаружения дефектов наплавка превышающих поп лоща ди допустимые значения
У
ЗТ
В зонах в соответствии со схемой мест обследования, порезу ль татам В
ИК
У
ЗТ
По результатам В
ИК
2 Шпиндель (шток)
ВИК
Кон трол ь видимой части ВИК100 %
ВИК
Отк лон ен ие от вертикали для задвижек от
DN
1 50 до
DN
1200
, установленных вертикально на горизонтальном трубопроводе ПВК или МПККон трол ь цилиндрической части 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 98
№ п/
п Элемент арматуры При эксплуатации При ремонте Метод НК
Объем работ Метод НК
Объем работ Уплотнительные поверхности узла затвора
ВИК
100 %
4 Направляющие клина
ВИК
Кон трол ь видимой части Клин
ВИК
Кон трол ь видимой части Устройство сброса давления из корпуса (при наличии
ВИК
Кон трол ь видимой части Втулка бугель ного узла
ВИК
Кон трол ь видимой части Стойка ВИК100 %
с внешней стороны ВИК100 %
с внешней стороны Подшипниковый узел
ВИК
100 Узел сальникового уплотнения шпинделя нажимное и
оп орн ое кольца, втулка и др.)
ВИК
Кон трол ь видимой части ВИК100 %
(с заменой набивки, уп лот не ни й)
11
Кре пе жн ые детали ВИККон трол ь видимой части ВИК100 Прокладка основного разъема
ВИК
Кон трол ь видимой части Подле жи т замене Привод механическая часть)
ВИК
Кон трол ь видимой части ВИККон трол ь видимой части 14Фла нц евы е соединения
ВИК
Кон трол ь видимой части ВИККон трол ь видимой части 15Шп ил ьк и разъема корпус крышка
–
–
ВИК
Кон трол ь со стороны доступного торца Шпильки разъема корпус крышка
У
ЗК
Со стороны доступного торца
ВИК
Ви ди мая часть со стороны доступного торца
17
Ба йп ас на я линия (при на ли чи и)
ВИК
Кон трол ь видимой части ВИККон трол ь видимой части Кон трол ь функционирования иге рм ети чн ости Контроль функционирования иге рм ети чн ости Задвижка, затвор Контроль функционирования Участки подводящего и отводящего трубопровода ВИК100 %
с внешней стороны ВИК100 %
с внешней стороны 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 99
№ п/
п Элемент арматуры При эксплуатации При ремонте Метод НК
Объем работ Метод НК
Объем работ длиной мм от монтажного сварного фланцевого соединения трубопровода с
за дви жкой
У
ЗТ
Н
е менее чем в четырех точках, равномерно расположенных по длине окружности трубопровода УЗТНе менее чем в четырех точках, равномерно расположенных по длине окружности трубопровода ПВК или МПКВ зонах порезу ль татам В
ИК
ПВ
К или МПКВ зонах порезу ль татам В
ИК
* Для задвижек, изготовленных до введения в действие
РД
-1 9.
10 0.
00
-К
ТН
-022
-1 3 Контроль качества литых деталей трубопроводной арматуры введен в действие, с
01
.0 9.
20 17
заменен на
РД
-1 9.
10 0.
00
-К
ТН
-035
-1 7)
;
**
Для клиновых задвижек диаметром от
DN
5 00
надавлен ие
PN
4
,0
МПа и выше
Т
аб лица Методы и объем работ по НК шиберных задвижек отв ключи тель но до
DN
1200
№ п/
п Элемент арматуры При эксплуатации При ремонте Метод НК
Объем работ Метод НК
Объем работ Корпус, крышка, патрубки, катушки (кольца переходные, сварные соединения
ВИК
100 %
с внешней стороны ВИККон трол ь видимой части УЗК100 %
кон трол еп ри годных заводских им он тажны х сварных соединений
УЗК
–
ПВ
К или МПКВ зонах порезу ль татам В
ИК,
УЗК
ПВ
К или МПКВ зонах порезу ль татам В
ИК
У
ЗК
В зонах порезу ль татам В
ИК
УЗК
В зонах порезу ль татам В
ИК
Из мере ни е твердости В зонах в соответствии со схемой мест обследования, порезу ль татам В
ИК.
На н
еобра ба тыв ае мых поверхностях в местах обнаружения дефектов наплавка превышающих поп лоща ди допустимые значения 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-0036-21 100
№ п/
п Элемент арматуры При эксплуатации При ремонте Метод НК
Объем работ Метод НК
Объем работ
У
ЗТ
В зонах в соответствии со схемой мест обследования, порезу ль татам В
ИК
У
ЗТ
По результатам В
ИК
2 Шпиндель шток
ВИК
Кон трол ь видимой части ВИК100 %
ВИК
Отк лон ен ие от вертикали для задвижек от
DN
1 50 до
DN
1200
, установленных вертикально на горизонтальном трубопроводе ПВК или МПКЦи ли ндр ич ес ка я часть Уплотнительные поверхности узла затвора
ВИК
100 %
4 Шибер
ВИК
100 %
5 Устройство сброса давления из корпуса (при наличии
ВИК
Кон трол ь видимой части Втулка бугель ного узла
ВИК
100 %
7 Стойка ВИК100 %
с внешней стороны ВИККон трол ь видимой части Подшипниковый узел
ВИК
100 %
9 Узел сальникового уплотнения шпинделя (нажимное и
оп орн ое кольца, втулка и др.)
ВИК
Кон трол ь видимой части ВИК100 %
(с заменой набивки, уп лот не ни й)
10
Кре пе жн ые детали ВИККон трол ь видимой части ВИК100 Прокладка основного разъема
ВИК
Кон трол ь видимой части Подле жи т замене Привод механическая часть)
ВИК
Кон трол ь видимой части ВИККон трол ь видимой части 13Фла нц евы е соединения
ВИК
Кон трол ь видимой части ВИК100 Шпильки разъема корпус крышка
–
–
ВИК
Кон трол ь видимой части 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.Часть 2. Методики технического диагностирования насосов и и запорной, предохранительной, регулирующей арматуры
РД-19.100.00-КТН-0036-21 101
№ п/
п Элемент арматуры При эксплуатации При ремонте Метод НК
Объем работ Метод НК
Объем работ Шпильки разъема корпус крышка
ВИК
Ви ди мая часть со стороны доступного торца Трубопроводы- дренажный- контроля герметичности затвора ВИККон трол ь видимой части ВИК100 Задвижка, затвор Контроль функционирования Контроль функционирования Участки подводящего и отводящего трубопровода длиной мм от монтажного сварного фланцевого соединения трубопровода с
за дви жкой
ВИК
100 %
с внешней стороны ВИК100 %
с внешней стороны УЗТНе менее чем в четырех точках, равномерно расположенных по длине окружности трубопровода УЗТНе менее чем в четырех точках, равномерно расположенных по длине окружности трубопровода ПВК или МПКВ зонах порезу ль татам В
ИК
ПВ
К или МПКВ зонах порезу ль татам В
ИК
* Для задвижек, изготовленных до введения в действие
РД
-1 9.
10 0.
00
-К
ТН
-022
-1 3 Контроль качества литых деталей трубопроводной арматуры введен в действие, с
01
.0 9.
20 17
заменен на
РД
-1 9.
10 0.
00
-К
ТН
-035
-1 7)
;
**
Для шиберных задвижек диаметром от
DN
5 00
надавлен ие
PN
4
,0
МПа и выше
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. Часть 2. Методики технического диагностирования насосов и запорной, предохранительной, регулирующей арматуры
РД-19.100.00-КТН-0036-21 102 Таблица Методы и объем работ по НК шаровых кранов диаметром от DN 150 (включительно) до DN 1200
№ п/п Элемент арматуры Техническое диагностирование при эксплуатации и ремонте Метод НК Объем работ
1 2
3 4
1 Корпус, крышка, патрубки, катушки (кольца переходные, сварные соединения
ВИК
100 %
УЗК
100 % контролепригодных заводских и монтажных сварных соединений
ПВК или
МПК По результатам ВИК
УЗК По результатам ВИК Измерение твердости В зонах в соответствии со схемой мест обследования, по результатам ВИК. На необрабатываемых поверхностях в местах обнаружения дефектов наплавка, превышающих по площади допустимые значения.
УЗТ В зонах в соответствии со схемой мест обследования, по результатам ВИК
2 Втулка бугельного узла
ВИК
100 % при ремонтах
3 Стойка
ВИК Контроль видимой части
4 Пробка (шар)
ВИК Контроль видимой части
5 Штоки (верхний и нижний)
ВИК Контроль видимой части
6 Подшипники
ВИК
100 %
7 Сальниковые узлы (кольца уплотнительные и др)
ВИК Контроль видимой части
8 Устройство сброса давления из корпуса (при наличии)
ВИК Контроль видимой части при ремонтах
9 Фланцевые соединения
ВИК
100 % при ремонтах, видимая часть – при эксплуатации
10 Привод (механическая часть) ВИК
100 % видимой части
11 Крепежные детали
ВИК
100 %
12 Шпильки разъема корпус – крышка
ВИК Контроль видимой части
УЗК Контроль со стороны доступного торца
13
Шаровый кран Контроль функционирования
14 Участки подводящего и отводящего трубопровода длиной 250 мм от монтажного сварного/фланцевого соединения трубопровода с шаровым краном
ВИК
100 % с внешней стороны
УЗТ Не менее чем в четырех точках, равномерно расположенных по длине окружности трубопровода
ПВК или
МПК В зонах по результатам ВИК
* Для задвижек, изготовленных до введения в действие РД-19.100.00-КТН-022-13 Контроль качества литых деталей трубопроводной арматуры (введен в действие 01.02.2016, с 01.09.2017 заменен на
РД 19.100.00-КТН-035-17). 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 запорной, предохранительной, регулирующей арматуры
РД-19.100.00-КТН-0036-21 103 Таблица Методы и объем работ по НК обратных затворов небыстродействующих полнопроходных с демпфирующим устройством и надземных быстродействующих полнопроходных без демпфирующего устройства (разъемные затворы с разъемом корпус – крышка) диаметром от DN 150 (включительно) до DN 1200
№ п/п Элемент арматуры Техническое диагностирование при эксплуатации и ремонте Метод НК Объем работ
1 2
3 4
1 Корпус, крышка, патрубки, катушки (кольца переходные, сварные соединения
ВИК Контроль видимой части
УЗК
100 % контролепригодных заводских и монтажных сварных соединений
ПВК или
МПК В зонах по результатам ВИК
УЗК В зонах по результатам ВИК Измерение твердости В зонах в соответствии со схемой мест обследования, по результатам ВИК. На необрабатываемых поверхностях в местах обнаружения дефектов наплавка, превышающих по площади допустимые значения.
УЗТ В зонах в соответствии со схемой мест обследования, по результатам ВИК
2 Диск
ВИК
100 % при ремонте
3 Ось подвески (вращения) диска
ВИК
100 % при ремонте, видимая часть – при эксплуатации
ПВК
100% при ремонте
4 Уплотнительные поверхности узла затвора
ВИК
100 % при ремонте
5 Нажимные и опорные кольца сальниковых узлов (втулок)
ВИК
100 % при ремонте, видимая часть – при эксплуатации
6 Подшипниковые узлы
ВИК
100 % при ремонте, видимая часть – при эксплуатации
7 Фланцевые соединения
ВИК
100 % при ремонте, видимая часть – при эксплуатации
8 Крепежные детали
ВИК
100 % при ремонте, видимая часть – при эксплуатации
9 Демпфирующее устройство демпфер или амортизатор)
ВИК
100 %
10 Противовес (при наличии)
ВИК
100 %
11 Прокладка основного разъема Подлежит замене при
СР
100 % при эксплуатации
12 Привод (механическая часть) ВИК Контроль видимой части 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 запорной, предохранительной, регулирующей арматуры
РД-19.100.00-КТН-0036-21 104
№ п/п Элемент арматуры Техническое диагностирование при эксплуатации и ремонте Метод НК Объем работ
1 2
3 4
13 Участки подводящего и отводящего трубопровода длиной 250 мм от монтажного сварного/фланцевого соединения трубопровода с обратным затвором
ВИК
100 % с внешней стороны
УЗТ Не менее чем в четырех точках, равномерно расположенных по длине окружности трубопровода
ПВК или
МПК В зонах по результатам ВИК
* Для задвижек, изготовленных до введения в действие РД-19.100.00-КТН-022-13 Контроль качества литых деталей трубопроводной арматуры (введен в действие 01.02.2016, с 01.09.2017 заменен на
РД-19.100.00-КТН-035-17).
Т а блица Методы и объем работ по НК обратных затворов быстродействующих неполнопроходных необслуживаемых (неразъемные обратные затворы) диаметром от DN 150 (включительно) до DN 1200
№ п/п Элемент арматуры Техническое диагностирование при эксплуатации Метод НК Объем работ
1 2
3 4
1 Корпус, катушки (кольца переходные, сварные соединения
ВИК
100 % с внешней стороны
УЗК
100 % контролепригодных заводских и монтажных сварных соединений
ПВК или
МПК По результатам ВИК
УЗК По результатам ВИК Измерение твердости В зонах в соответствии со схемой мест обследования, по результатам ВИК. На необрабатываемых поверхностях в местах обнаружения дефектов наплавка, превышающих по площади допустимые значения.
УЗТ В зонах в соответствии со схемой мест обследования, по результатам ВИК
2 Крепежные детали при наличии)
ВИК Контроль видимой части
3 Участки подводящего и отводящего трубопровода длиной 250 мм от монтажного сварного/фланцевого соединения трубопровода с обратным затвором
ВИК
100 % с внешней стороны
УЗТ Не менее чем в четырех точках, равномерно расположенных по длине окружности трубопровода
ПВК или
МПК В зонах по результатам ВИК
* Для задвижек, изготовленных до введения в действие РД-19.100.00-КТН-022-13 Контроль качества литых деталей трубопроводной арматуры (введен в действие 01.02.2016, с 01.09.2017 заменен на
РД-19.100.00-КТН-035-17).
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. Часть 2. Методики технического диагностирования насосов и запорной, предохранительной, регулирующей арматуры
РД-19.100.00-КТН-0036-21 105 Таблица Методы и объем работ по НК предохранительных клапанов
№ п/п Элемент арматуры Техническое диагностирование при ремонте Метод НК Объем работ
1 2
3 4
1 Корпус, крышка, патрубки
ВИК
100 %
ПВК или
МПК В зонах по результатам ВИК
УЗК В зонах по результатам ВИК Измерение твердости В зонах в соответствии со схемой мест обследования, по результатам
ВИК
УЗТ В зонах в соответствии со схемой мест обследования, по результатам
ВИК
2 Золотник
ВИК
100 %
3 Регулировочные втулки
ВИК
100 %
4 Регулировочный винт
ВИК
100 %
5 Пружина
ВИК
100 %
ПВК В зонах по результатам ВИК
6 Крепежные детали
ВИК
100 %
7 Фланцевые соединения
ВИК
100 %
8 Прокладка фланцевых разъемов Подлежит замене
–
9 Участки подводящего и отводящего трубопровода длиной 250 мм от фланцевого соединения трубопровода с предохранительным клапаном
ВИК
100 % с внешней стороны
УЗТ Не менее чем в четырех точках, равномерно расположенных по длине окружности трубопровода
ПВК или
МПК В зонах по результатам ВИК Таблица Методы и объем работ по НК регуляторов давления от DN 150 (включительно) до DN 800
№ п/п Элемент арматуры Техническое диагностирование при ремонте Метод НК Объем работ
1 2
3 4
1 Корпус, патрубки фланцы приварные встык, сварные соединения
ВИК Контроль видимой части
ПВК или
МПК В зонах по результатам ВИК
УЗК В зонах по результатам ВИК Измерение твердости В зонах в соответствии со схемой мест обследования, по результатам
ВИК
УЗТ В зонах в соответствии со схемой мест обследования, по результатам
ВИК 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 запорной, предохранительной, регулирующей арматуры
РД-19.100.00-КТН-0036-21 106
№ п/п Элемент арматуры Техническое диагностирование при ремонте Метод НК Объем работ
1 2
3 4
2 Вал (шток, регулирующий элемент диск, заслонка или др)
ВИК
100 %
ПВК В зонах по результатам ВИК
3 Подшипниковый узел
ВИК
100 %
4 Крышки, нажимные и опорные кольца (втулки) сальниковых узлов
ВИК
100 %
5 Фланцевые соединения
ВИК
100 %
6 Рычажная система (при наличии)
ВИК
100 %
7 Рама (при наличии)
ВИК
100 %
8 Крепежные детали
ВИК
100 %
9 Регулятор давления Контроль функционирования
10 Прокладки основных разъемов при наличии) Подлежит замене
–
11 Привод механическая часть)
ВИК Контроль видимой части
ПВК В зонах по результатам ВИК
12 Участки подводящего и отводящего трубопровода длиной 250 мм от фланцевого соединения трубопровода с регулятором давления
ВИК
100 % с внешней стороны
УЗТ Не менее чем в четырех точках, равномерно расположенных по длине окружности трубопровода
ПВК или
МПК В зонах по результатам ВИК
6.1.4 Нормативную продолжительность выполнения операции по проверке состояния поверхностей корпуса и затвора клиновой задвижки, их очистке и шлифовке в соответствии с
ОР-75.200.00-КТН-0085-21 (приложение А, А) увеличивают в 2 раза при определении затрат времени на проведение СР арматуры вовремя остановок МТ.
6.1.5 Клиновые и шиберные задвижки, шаровые краны, предохранительные клапаны, обратные затворы, введенные в эксплуатацию после 2006 года, должны соответствовать
ОТТ-23.060.30-КТН-135-16,
ОТТ-23.060.30-КТН-108-15,
ОТТ-23.060.30-КТН-114-16,
ОТТ-75.180.00-КТН-175-16, ОТТ-75.180.00-КТН-352-09. Измененная редакция. Изм. № 1)

---

6.1.6 По результатам проведения НК (ВИК, УЗТ, измерения твердости) выполняют расчет элементов конструкции ЗРПА на прочность и расчет остаточного ресурса согласно 6.8.

---

6.2 Анализ технической документации При проведении анализа ТД рассмотрению подлежат 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 запорной, предохранительной, регулирующей арматуры
РД-19.100.00-КТН-0036-21 107
- ТД изготовителя ЗПРА на диагностируемую или аналогичную ей арматуру паспорт (или копия, РЭ на русском языке
- для запорной арматуры диаметром от DN 500 на давление PN 4,0 МПа и выше – ТД на шпильки (чертеж шпильки, монтажный или сборочный чертеж оборудования, в состав которого входят диагностируемые шпильки
- разрешительная документация (сертификат соответствия, сертификат пожарной безопасности для арматуры, устанавливаемой на трубопроводы системы пожаротушения, разрешение Ростехнадзора на применение
- эксплуатационные документы (паспорт/формуляр);
- ТД по отказами повреждениям, ранее проведенным техническим освидетельствованиям и ремонтам
- журнал осмотров МТО НПС и журнал учета отказов и неисправностей основного
МТО НПС;
- действующие в ОСТ инструкции по эксплуатации, регламентирующие порядок проведения и учета ТОРа также график ТО, ремонтов и диагностических контролей оборудования НПС;
- при наличии заключения экспертизы промышленной безопасности, технические отчеты, акты проверки на герметичность (наличие и контроль периодичности выполнения проверки на герметичность, предписания контролирующих организаций.
6.2.2 При рассмотрении ТД проводят
- анализ предоставленной ТД на соответствие РД-75.200.00-КТН-0119-21 и настоящему документу
- для запорной арматуры диаметром DN 500 и более на давление PN 40 МПа и более определение материала и геометрических размеров диагностируемых анкерных шпилек
- определение соответствия технических характеристики конструкции ЗПРА ТД, проектной документации, эксплуатационными ремонтным документам (при наличии
- выявление отклонений от назначенных характеристик, имевших место при эксплуатации (нарушениях эксплуатационных режимов, авариях и др
- анализ имеющейся информации об эксплуатационных режимах и наработках ЗПРА за период эксплуатации на момент проведения оценки остаточного срока службы
- анализ информации об отказах, неисправностях, ранее проведенных ремонтах и профилактических мероприятиях, связанных с ТО и ТР в процессе эксплуатации 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 запорной, предохранительной, регулирующей арматуры
РД-19.100.00-КТН-0036-21 108
- получение информации, уточняющей проект производства работ (при необходимости.
6.2.3 Сведения, которые невозможно установить по документам, допускается получать при опросе персонала служб эксплуатации.
6.2.4 По результатам рассмотрения ТД:
- при необходимости корректируют проект производства работ по техническому диагностированию
- делают вывод о соответствии фактических условий использования ЗПРА паспортным данными необходимости выполнения контроля функционирования в процессе технического диагностирования
- оформляют акт анализа ТД.
6.3 Гидравлические испытания и контроль функционирования
6.3.1 Гидравлические испытания и контроль функционирования (проверка на работоспособность) проводят в соответствии с РД-75.200.00-КТН-0119-21. При контроле герметичности запорного органа задвижек, установленных на выходе из резервуара, указывать фактическое значение избыточного давления.
6.3.2 Объем гидравлических испытаний ЗПРА и контроля функционирования приведены в таблице 6.8.
6.3.3 Время закрытия
– открытия клиновых и шиберных задвижек должно соответствовать параметрам, указанным в паспорте/формуляре на задвижку.
6.3.4 По завершении гидравлических испытаний ЗПРА составляют акт. Акт по результатам гидравлических испытаний ЗПРА оформляют в соответствии с Б приложение Б, часть 1).
6.3.5 Проведение гидравлических испытаний ЗПРА при проведении технического диагностирования не требуется. 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 запорной, предохранительной, регулирующей арматуры
РД-19.100.00-КТН-0036-21 109 Таблица Объем гидравлических испытаний ЗПРА и контроля функционирования
№ п/п Наименование ЗПРА Гидравлические испытания Контроль функционирования
1 2
3 4
1 Задвижки от DN 150 (включительно) до
DN 1200 Проводят согласно
РД-75.200.00-КТН-
0119-21 Проводят за два цикла открыто – закрыто путем выполнения полного цикла затвора открыто – закрыто в местном и дистанционном режимах управления. Затвор должен перемещаться без рывков и заеданий.
2 Запорная арматура от DN 10 до DN 150 Проводят за два цикла открыто – закрыто. Проверка плавности перемещения всех подвижных частей арматуры и прямолинейности выдвижной части шпинделя
3 Обратные затворы Не проводят
4 Шаровые краны от DN 150 (включительно) до
DN 1200 Проводят путем полного открытия/закрытия шара, контроль плавности перемещения и отсутствия заедания подвижных элементов.
5 Предохранительные клапаны Проводят на испытательных стендах
6 Регуляторы давления от DN 150 (включительно) до
DN 700 Проводят с периодичностью 1 разв лет Проводят за два цикла открыто – закрыто. Проверка срабатывания регуляторов давления на открытие/закрытие.
6.4 Визуальный и измерительный контроль ВИК деталей и узлов ЗПРА и их сварных соединений проводят в соответствии
6.1.1 (часть 1).
6.4.2 ВИК проводят для выявления следующих недопустимых дефектов
- трещин всех видов и направлений
- одиночных и рассредоточенных раковин
- коррозионных повреждений (в застойных зонах, местах скопления влаги и 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 запорной, предохранительной, регулирующей арматуры
РД-19.100.00-КТН-0036-21 110 коррозионных продуктов, на участках поверхности возле конструкционных или технологических щелей на седлах и скользящих поверхностях (поскольку при их возникновении наблюдаются утечки и заедания
- свищей, пористости наружной поверхности сварных соединений
- подрезов, наплавов, прожогов, кратеров непроваров, пор в сварных соединениях
- смятий, сколов, износа деталей
- деформированных участков и механических повреждений
- нарушения целостности резьбовых соединений, крепежных и уплотнительных элементов
- признаков превышения допустимого (номинального) рабочего давления или воздействия гидравлических ударов
- несогласованных изменений в конструкции в соответствии с ГОСТ 12.2.063, являющихся недопустимыми
- следов ремонта сваркой корпусных деталей и элементов при эксплуатации (в полевых условиях
- следов термического воздействия
- некомплектности деталей и узлов оборудования. Критерии оценки допустимости дефектов приведены в 6.9 (таблица 6.16).
6.4.3 При проведении ВИК особое внимание должно быть обращено на
- наличие фундамента/опоры, его состояние и плотность прилегания ЗПРА к фундаменту/опоре;
- места со следами пропуска рабочей среды
- места, ранее подвергавшиеся ремонту сваркой
- переходы фланец – корпус и фланец – крышка
- параллельность фланцевых соединений
- радиусные переходы от корпуса к патрубкам, от корпуса и крышки к фланцами другие места резких переходов в корпусных деталях
- уплотнительные поверхности в затворе, во фланцевом разъеме корпус – крышка
- места контакта шпинделя с сальниковой набивкой
- ходовую резьбу шпинделя (штока) и втулки резьбовой
- крепежные детали фланцевого разъема корпус – крышка
- наличие правильности установки площадок обслуживания. 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 запорной, предохранительной, регулирующей арматуры
РД-19.100.00-КТН-0036-21 111 6.4.4 При проведении технического диагностирования при эксплуатации ЗПРА ВИК проводят на наружных поверхностях корпусных деталей, сварных соединениях, видимых частях элементов арматуры.
6.4.5 Задвижки диаметром от DN 300 от DN 1200, обратные затворы диаметром от
DN 350 до DN 1200, шаровые краны диаметром от DN 200 до DN 1200 должны иметь опорные поверхности для установки на фундаменте.
6.4.6 Установочное положение задвижки на трубопроводе согласно
ОТТ-23.060.30-КТН-135-16, ОТТ-23.060.30-КТН-108-15:
- диаметром до DN 300 включительно – любое (вертикальное приводом вверх, вертикальное приводом вниз, горизонтальное, наклонное
- диаметром свыше DN 300 – вертикальное, с отклонением от вертикальной оси до
4 в вертикальной плоскости, проходящей через ось трубопровода, а также с отклонением от вертикальной оси до 4 в вертикальной плоскости, перпендикулярной оси трубопровода. При проведении технического диагностирования запорной арматуры, установленной на КПП СОД и подводных переходах, необходимо проводить сравнительный анализ положения арматуры с результатами нивелирования, выполненного согласно
ОР-23.040.00-КТН-0259-21. Измененная редакция. Изм. № 1)
6.4.7 Для задвижек диаметром от DN 150 (включительно) до DN 1200 установленных вертикально на горизонтальном трубопроводе проводят измерение фактического отклонения положения оси шпинделя от вертикальной оси в вертикальной плоскости, проходящей через ось трубопровода ив вертикальной плоскости, перпендикулярной оси трубопровода. Фактические значения отклонений в градусах фиксируют в паспорте/формуляре на задвижку.
6.4.8 Установочное положение затвора обратного согласно
ОТТ-75.180.00-КТН-352-09:
- на горизонтальном трубопроводе с горизонтальным расположением оси подвески диска с отклонением от вертикальной осине более 5 в вертикальной плоскости, проходящей через ось трубопровода. Ось вращения диска должна располагаться горизонтально с допускаемым отклонением не более 3. При установке затвора на трубопроводе ось вращения диска должна находиться выше оси трубопровода
- на вертикальном трубопроводе входным патрубком вниз 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 запорной, предохранительной, регулирующей арматуры
РД-19.100.00-КТН-0036-21 112
- на наклонном трубопроводе входным патрубком вниз с горизонтальным расположением оси подвески диска с отклонением от вертикальной осине более 5° в вертикальной плоскости, проходящей через ось трубопровода. Ось вращения диска должна располагаться горизонтально с допускаемым отклонением не более 3°. При установке затвора на трубопроводе ось вращения диска должна находиться выше оси трубопровода.
6.4.9 Задвижки, шаровые краны и обратные затворы с концами под приварку диаметром DN 300 и выше, введенные в эксплуатацию впервые после 01.11.2002, должны иметь приваренные катушки. Минимальная длина катушек должна быть для ЗПРА с номинальным диаметром до DN 500 включительно – не менее 250 мм, для ЗПРА с номинальным диаметром свыше DN 500 – не менее 400 мм.
6.4.10 ЗПРА, выпущенная после 2006 года, должна иметь наружное АКП, выполненное в заводских условиях. Покрытия ЗПРА должны соответствовать
ОТТ-23.060.30-КТН-135-16,
ОТТ-23.060.30-КТН-108-15,
ОТТ-23.060.30-КТН-114-16,
ОТТ-75.180.00-КТН-175-16, ОТТ-75.180.00-КТН-352-09. Измененная редакция. Изм. № 1)

---

6.4.11 Проверку клиновых задвижек, не оснащенных системой автоматического сброса давления из корпуса и установленных на технологических трубопроводах НПС, узлах
КПП СОД (в т. ч. на резервных нитках ППМН), эксплуатирующихся в рабочем положении закрыто, проводят на наличие
- навеса для защиты от воздействия прямых солнечных лучей
- устройства контроля и сброса избыточного давления из корпуса задвижек.
6.5 Магнитопорошковый и капиллярный контроль Корпусные элементы и сварные соединения по результатам ВИК подлежат контролю дополнительными методами МПК или ПВК в соответствии с РД-13-05-2006 [1],
РД-13-06-2006 на усмотрение специалиста НК, руководствуясь принципами, приведенными в
6.5.2 и 6.5.3.
6.5.2 ПВК применяют для обнаружения поверхностных или сквозных несплошностей трещины, расслоения, закаты, поры. При этом определяют протяженность этих несплошностей и их ориентацию на поверхности.
6.5.3 МПК применяют для выявления поверхностных и подповерхностных нарушений сплошности металла из ферромагнитных материалов. 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 запорной, предохранительной, регулирующей арматуры
РД-19.100.00-КТН-0036-21 113 6.5.4 Дефекты, которым соответствуют линейные индикаторные следы размером менее 10 % толщины плюс 1 мм, являются допустимыми и должны быть зафиксированы в акте по результатам МПК или ПВК для последующего контроля развития до достижения линейных размеров, приведенных в 6.5.7.
6.5.5 Выявленные трещины должны контролироваться ультразвуковым методом для определения размеров распространения их в глубину и остаточной толщины.
6.5.6 Дефектоскопические материалы ПВК должны обеспечивать класс чувствительности не менее II согласно ГОСТ 18442. Совместимость дефектоскопических материалов в наборах или сочетаниях обязательна и не должна ухудшать эксплуатационные качества контролируемых деталей.
6.5.7 Нормы и критерии оценки индикаторные следы от поверхностных трещин и расслоения не должны превышать следующих размеров
- (0,1+1,0) мм при толщине стенки от 8 до 20 мм
- (3,0 +0,05∙(δ-20,0)) мм при толщине стенки от 20 мм.

---

6.6 Ультразвуковой контроль
6.6.1 Ультразвуковой контроль сварных соединений и основного металла
6.6.1.1 УЗК подвергают участки корпуса и сварных соединений корпусных деталей с аномальными зонами по результатам ВИК, а также все сварные соединения корпусных деталей в соответствии с ГОСТ Р 55724 при условии доступа к контролируемым сварным швам.
6.6.1.2 При УЗК основного металла деталей фиксации (регистрации) подлежат несплошности с общей (суммарной) отражающей площадью 10 мм для толщин не более
50 мм и 15 мм для толщин от 50 до 100 мм.
6.6.1.3 При УЗК сварных соединений корпуса ЗПРА фиксации подлежат несплошности с общей (суммарной) отражающей поверхностью 3,5 мм для толщин не более
40 мм и поверхностью 5,0 мм для толщин от 40 до 60 мм. УЗК сварных соединений с трубопроводом проводят в соответствии с РД-25.160.10-КТН-016-15.
6.6.1.4 В сварных швах не допускаются следующие внутренние дефекты
- трещины всех видов и направлений
- несплошности, расположенные в сечении сварного шва 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 запорной, предохранительной, регулирующей арматуры
РД-19.100.00-КТН-0036-21 114
- поры и включения с расстояниями между ними не более трех максимальных ширин или диаметров.
6.6.2 Ультразвуковая толщинометрия корпусных деталей арматуры
6.6.2.1 Количество и расположение точек измерения определяют в проекте производства работ и технологической карте контроля технического диагностирования в соответствии с 6.10. Для повышения достоверности результатов в каждой точке следует проводить не менее пяти измерений на площади х мм и определять среднее значения.
6.6.2.2 Измерения толщины стенок корпуса и крышки проводят во всех дефектных местах, обнаруженных по результатам ВИК. При необходимости (например, при обнаружении зон с повышенным коррозионным износом) количество точек измерений должно быть увеличено для определения границ зоны износа.
6.6.2.3 Толщину металла измеряют на каждой цилиндрической поверхности по четырем взаимно перпендикулярным направлениям в соответствии с 6.10.
6.6.2.4 Места измерения толщины корпусных деталей арматуры должны быть обозначены на эскизном рисунке. При последующих обследованиях толщину корпусных деталей арматуры следует измерять в тех же местах, что и при предыдущем обследовании.
6.7 Измерение твердости основного металла корпусных деталей
6.7.1 Измерение твердости дает возможность получить фактические значения предела прочности материала в соответствии с ГОСТ 22761.
6.7.2 Измерение твердости осуществляют в местах измерения толщины стенки с минимальным значением.
6.7.3 Для ЗПРА, изготовленных до введения в действие РД-19.100.00-КТН-022-13 1)
и не имеющих документов, подтверждающих выполнение ремонта необработанных поверхностей корпусных элементов методом наплавки в заводских условиях и/или в соответствии с утвержденной технологией ремонта, при несоответствии размеров наплавки требованиям ОТТ-75.180.00-КТН-042-17 (раздели РД-19.100.00-КТН-035-17 (раздел проводят измерение твердости металла наплавок и металла зоны термического влияния наплавок.
1)
РД-19.100.00-КТН-022-13 Контроль качества литых деталей трубопроводной арматуры введен в действие с 01.02.2016, с 01.09.2017 заменен на РД-19.100.00-КТН-035-17. 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 запорной, предохранительной, регулирующей арматуры
РД-19.100.00-КТН-0036-21 115 6.7.4 Измерение твердости необрабатываемых поверхностей ЗПРА в местах обнаружения дефектов наплавка осуществляют для оценки дефекта на поверхности наплавки ив зоне термического влияния наплавки.
6.7.5 Твердость металла зоны термического влияния или наплавки не должна превышать значения, установленные в 6.9 (таблица 6.16).
6.8 Расчеты запорной, предохранительной, регулирующей арматуры на прочность
6.8.1 Основные положения
6.8.1.1 При проведении расчета значение рабочего давления принимают равным значению номинального давления Р
раб
=РN
При невыполнении условий прочности ф

---