Файл: Публичное акционерное общество транснефть.pdf

– внутренняя высота крышки, мм.
6.8.5 Поверочный расчет на прочность крышки задвижки
6.8.5.1 Фактическое напряжение, действующее в стенке крышки задвижки, ф, МПа определяют по формуле ф
К
1
∙
К
2
∙
К
3
∙PN∙
R
2∙
δ
ф
(6.19)
6.8.5.2 Исходные данные для проведения расчетов на прочность крышки задвижки приведены в таблице 6.11.
6.8.5.3 Расчет минимально допустимой толщины крышки задвижки Минимально допустимую толщину крышки задвижки 
min
, мм, определяют по формуле
δ
min
=
К
1
∙
К
2
∙
К
3
∙PN∙
R
2∙
σ
доп
(6.20) Для безопасной эксплуатации крышки задвижки должно соблюдаться условие (6.16).
6.8.5.4 Расчет допускаемого внутреннего давления в крышке задвижки при фактической толщине стенки Давление в крышке задвижки должно соответствовать условию (6.13). Допускаемое внутреннее давление крышки задвижки Р
доп
, МПа, определяют по формуле доп
2∙
σ
доп
∙
φ∙δ
ф
K
1
∙
K
2
∙
K
3
∙(
R +ф)
6.8.6 Расчет на прочность плоской прямоугольной крышки задвижки
6.8.6.1 Исходные данные для проведения расчетов на прочность плоской прямоугольной крышки задвижки приведены в таблице 6.12.
6.8.6.2 Значение фактического предела текучести т материала крышки задвижки определяют по формуле (6.1). 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. Часть 2. Методики технического диагностирования насосов и запорной, предохранительной, регулирующей арматуры
РД-19.100.00-КТН-0036-21 124 Таблица Исходные данные для проведения расчетов на прочность плоской прямоугольной крышки задвижки
№ п/п Наименование Значение
1 2
3 1 Длина в свету большей стороны прямоугольной плоской крышки n, мм В соответствии с ТД
2 Длина в свету меньшей стороны прямоугольной плоской крышки m, мм В соответствии с ТД
3 Материал крышки задвижки В соответствии с ТД
4 Номинальное давление PN, МПа В соответствии с ТД
5 Значение предела текучести материала крышки задвижки в исходном состоянии 
Т
.и.
, МПа В соответствии с ТД
6 Значение предела прочности материала крышки задвижки в исходном состоянии 
в.и.
, МПа В соответствии с ТД
7 Фактическая минимальная толщина стенки крышки ф, мм В соответствии с результатами измерений
8 Фактическое минимальное значение твердости НВ, МПа
(кгс/мм
2
) В соответствии с результатами измерений
9 Значение фактического предела прочности материала крышки, полученное косвенным путем по измеренным значениям твердости материала, в, МПа По ГОСТ 22761 приложение 2)
10 Коэффициент, учитывающий воздействие внешних сил, создаваемых опорами, фундаментом и другим оборудованием, К 11 Коэффициент, применяемый для оборудования, изготовленного методом литья, К 12 Коэффициент, учитывающий сейсмичность, К По 6.8.1.2 13 Поправочный коэффициент к допускаемым напряжениям, η По ГОСТ 14249
(1.4.3)
14 Коэффициент, зависящий от конструкции крышки, К По ГОСТ 14249 15 Коэффициент запаса прочности по пределу текучести n
Т
По ГОСТ 14249 таблица 1) Примечание Значения показателей заполняют для конкретного вида МТО.
6.8.6.3 Определение допускаемого напряжения материала крышки задвижки. Для безопасной эксплуатации крышки задвижки должно соблюдаться условие (6.2). Фактическое напряжение ф, вычисленное в различных зонах крышки задвижки, не должно превышать допустимого значения 
доп
,
составляющего долю опасного напряжения 
Т
по формуле (6.3). 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. Часть 2. Методики технического диагностирования насосов и запорной, предохранительной, регулирующей арматуры
РД-19.100.00-КТН-0036-21 125 Коэффициент запаса прочности Т вводится с целью обеспечения надежной, безопасной работы крышки задвижки при отклонениях условий ее работы от принятых в расчете. Допускаемое напряжение доп определяют по формуле (6.4).
6.8.6.4 Коэффициент, учитывающий отношение сторон прямоугольной крышки Y, рассчитывают по формуле
????
=
1,41
√
1+(
????
????
)
2
(6.22)
6.8.6.5 Поверочный расчет на прочность крышки задвижки Для крышки задвижки фактическое напряжение, действующее в стенке крышки задвижки, ф, МПа определяют по формуле
σ
ф
=К
1
∙
PN∙ ф)
6.8.6.6 Расчет минимально допустимой толщины крышки задвижки Минимально допустимую толщину крышки задвижки 
min
, мм, определяют по формуле
δ
min
= доп) Для безопасной эксплуатации крышки задвижки должно соблюдаться условие (6.16).
6.8.6.7 Расчет допускаемого внутреннего давления в крышке задвижки при фактической толщине стенки Давление в крышке задвижки должно соответствовать условию (6.13). Допускаемое внутреннее давление крышки задвижки Р
доп
, МПа, определяют по формуле
.
(6.25)
6.8.7 Расчет остаточного ресурса по коррозионному/эрозионному износу
6.8.7.1 Исходные данные для проведения расчетов остаточного ресурса по коррозионному/эрозионному износу приведены в таблице 6.13.
6.8.7.2 При отсутствии данных по исполнительной толщине и для проведения расчетов значение скорости коррозии принимают
- для ЗПРА, изготовленной методом литья, – 0,15 мм/год;
2 1









=
m
Y
K
K
P
ф
доп
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. Часть 2. Методики технического диагностирования насосов и запорной, предохранительной, регулирующей арматуры
РД-19.100.00-КТН-0036-21 126
- для ЗПРА, изготовленной не методом литья, – 0,10 мм/год. Таблица Исходные данные для проведения расчетов остаточного ресурса по коррозионному/эрозионному износу
№ п/п Наименование Значение
1 2
3 1 Наибольшая исполнительная толщина стенки корпуса задвижки и, мм
В соответствии с ТД
2 Фактическая минимальная толщина стенки вертикальной части корпуса задвижки ф, мм В соответствии с результатами измерений Минимально допустимая толщина стенки 
min
, мм В соответствии с НД и ТД
4 Плюсовой допуск на толщину стенки с, мм По ГОСТ 14249 5 Срок эксплуатации задвижки t, год Фактический срок эксплуатации Примечание Значения показателей заполняют для конкретного вида МТО.
6.8.7.3 Среднюю скорость коррозии/эрозии для задвижки ν, мм/год, вычисляют по формуле
ν= и+ с- ф)
6.8.7.4 При расчете определяют остаточный ресурс задвижки при возникающих нагрузках и заданной скорости коррозии/эрозии до наступления предельного состояния – достижения толщиной стенки корпуса задвижки минимально допустимого значения 
min
, мм
6.8.7.5 Остаточный ресурс корпуса задвижки Т, год, определяют по формуле
T = ф - δ
????????????
ν
(6.27)

1   ...   11   12   13   14   15   16   17   18   19

---

6.8.8 Расчет остаточного ресурса при малоцикловых нагрузках
6.8.8.1 Исходные данные для расчета остаточного ресурса при малоцикловых нагрузках приведены в таблице 6.14.
6.8.8.2 При отсутствии учета наработки ЗПРА по изменению давления на момент обследования (число циклов нагружения) в условиях эксплуатации допускается оценивать наработку экспертным путем на основе анализа регламента работы системы, в которой она установлена. 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-0036-21 127 Таблица Исходные данные для проведения расчетов остаточного ресурса при малоцикловых нагрузках
№ п/п Наименование Значение
1 2
3 1 Коэффициент надежности К 2 Модуль упругости Е, МПа По ГОСТ 14249 (приложение 4)
3 Относительное сужение КВ соответствии с ТД*
4 Показатель жесткого циклического нагружения m
0,53 5 Временное сопротивление при растяжении материала корпуса насосав, МПа В соответствии с ТД
6 Коэффициент концентрации деформации К 7 Прогнозируемая годовая цикличность нагружения i
Паспорт/формуляр
* Принимают по сертификату качества на сталь, из которой изготавливают МТО, в зависимости от термообработки стали. Примечание Значения показателей заполняют для конкретного вида МТО.
При расчете определяют количество циклов нагружения ЗПРА, которое может выдержать корпус при возникающих нагрузках и существующих дефектах до наступления предельного состояния – зарождения трещины.

---

6.8.8.3 Предельное количество циклов нагружения, которое может выдержать корпус до зарождения трещины, N определяют по формуле
????
=
1
K
N
· [
ln(
1
1-ψK
)
4∙(
ε
0
-
0.4∙σВ
Е
)
]
1
m
, где 
0
– амплитуда истинных деформаций. Величину 
0 вычисляют по формуле

0
= К



р,
(6.29)
где р
– упругие номинальные деформации в стенке корпуса. Упругие номинальные деформации в стенке корпуса р определяют по формуле
ε
P
=
σ
экв
Е
(6.30)
6.8.8.4 Рассчитанное предельное количество циклов до зарождения трещины определяет остаточный ресурс ЗПРА в циклах нагружения. Остаточный ресурс Т, год, определяют как отношение N (см. формулу (6.28)) к количеству циклов нагружения
i
, которому задвижка подвергается в течение года 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-0036-21 128 Т =
N
i
(6.31)
6.8.9 Расчет на прочность плоской круглой крышки задвижки
6.8.9.1 Исходные данные для проведения расчетов на прочность плоской круглой крышки задвижки представлены в таблице 6.15. Таблица Исходные данные для проведения расчетов на прочность плоской круглой крышки задвижки
№ п/п Наименование Значение
1 2
3 1 Расчетный диаметр крышки р, мм В соответствии с ТД
2 Материал крышки задвижки В соответствии с ТД
3 Номинальное давление PN, МПа В соответствии с ТД
4
Значение предела текучести материала крышки задвижки в исходном состоянии 

---

Т
.и.
, МПа В соответствии с ТД
5
Значение предела прочности материала крышки задвижки в исходном состоянии 
в.и.
, МПа В соответствии с ТД
6
Фактическая минимальная толщина стенки крышки ф, мм В соответствии с результатами измерений
7
Фактическое минимальное значение твердости НВ, МПа В соответствии с результатами измерений
8 Значение фактического предела прочности материала крышки, полученное косвенным путем по измеренным значениям твердости материала, в, МПа По ГОСТ 22761 приложение 2)
9 Коэффициент, учитывающий воздействие внешних сил, создаваемых опорами, фундаментом и другим оборудованием, К 10 Коэффициент, применяемый для оборудования, изготовленного методом литья, К 11 Коэффициент, учитывающий сейсмичность, К По 6.8.1.2 12 Коэффициент ослабления плоских крышек отверстием Ко По ГОСТ 14249 раздел 4)
13 Коэффициент конструкции плоских крышек К По ГОСТ 14249 раздел 4)
14 Поправочный коэффициент к допускаемым напряжениям, η По ГОСТ 14249
(1.4.3)
15 Коэффициент запаса прочности по пределу текучести n
Т
По ГОСТ 14249 таблица 1)
16 Плюсовой допуск на толщину стенки с, мм
По ГОСТ 14249 раздел 4) Примечание Значения показателей заполняют для конкретного вида МТО.
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-0036-21 129 6.8.9.2 Значение фактического предела текучести т материала крышки задвижки определяют по формуле (6.1).
6.8.9.3 Определение допускаемого напряжения материала крышки задвижки Для безопасной эксплуатации крышки задвижки должно соблюдаться условие (6.2). Фактическое напряжение ф, вычисленное в различных зонах крышки задвижки, не должно превышать допустимого значения 

---

доп
,
составляющего долю опасного напряжения 
Т
по формуле (6.3). Коэффициент запаса прочности Т вводится с целью обеспечения надежной, безопасной работы крышки задвижки при отклонениях условий ее работы от принятых в расчете. Допускаемое напряжение доп определяют по формуле (6.4).
6.8.9.4 Поверочный расчет на прочность крышки задвижки Для крышки задвижки фактическое напряжение, действующее в стенке крышки задвижки ф, МПа, определяют по формуле
(6.32)
6.8.9.5 Расчет минимально допустимой толщины крышки задвижки Минимально допустимую толщину крышки задвижки
min
,мм, определяют по формуле
δ
min
= K
1
∙
K
2
∙
K
3
∙
K ∙K
0
∙
D
P
·√
????
ном
????
доп
(6.33) Для безопасной эксплуатации крышки задвижки должно соблюдаться условие (6.16).
6.8.9.6 Расчет допускаемого внутреннего давления в крышке задвижки при фактической толщине стенки Давление в крышке задвижки должно соответствовать условию (6.13). Допускаемое внутреннее давление крышки задвижки Р
доп
, МПа, определяют по формуле
Р
доп
= доп ф- с
K
2
∙ K
3
∙ K ∙ K
0
∙ D
P
)
2
(6.34)
2 0
3 2
1








−





=
с
D
K
K
K
K
K
PN
ф
p
ф


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-0036-21 130
6.9 Критерии отбраковки по результатам технического диагностирования Критерии работоспособного состояния ЗПРА:
- отсутствие недопустимых дефектов по результатам НК в соответствии с критериями по 6.4 – 6.6;
- герметичность запорного органа по результатам проверки на герметичность ЗПРА кроме регуляторов давления
- выполнение функций по результатам контроля функционирования (кроме обратных затворов
- выполнение условий прочности по результатам расчетов на прочность
- остаточный ресурс ЗПРА превышает 2 года.
6.9.2 Критерии предельного состояния, при достижении которых эксплуатация ЗПРА должна быть остановлена
- начальная стадия нарушения цельности корпусных деталей (потение, капельная течь
- протечка через сальниковое уплотнение, неустранимая подтяжкой, и поднабивкой уплотнителей (для задвижек, шаровых кранов
- потеря герметичности по неподвижным (прокладочным) соединениям, неустранимая дополнительной подтяжкой и заменой прокладки (для предохранительных клапанов
- дефекты шпинделя, которые могут привести к его разрыву (трещины всех видов и направлений) (для задвижек, шаровых кранов
- наличие недопустимых дефектов металла корпусных и выемных деталей, сварных швов при контроле неразрушающими методами согласно 6.9.1;
- заклинивание диска (для обратных затворов
- необходимость приложить крутящий момент затяжки фланцевого прокладочного соединения для достижения герметичности последнего, превышающий предельную расчетную величину
- увеличение крутящего момента на закрытие или открытие задвижки, шарового крана более 10 % от величины, установленной в РЭ; 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-0036-21 131
- изменение геометрических размеров и состояния поверхностей элементов ЗПРА, влияющих на ее функционирование, в результате эрозионного, коррозионного и кавитационного воздействий.
6.9.3 ЗПРА признают работоспособной при условии выполнения всех критериев, приведенных в 6.9.1.
6.9.4 ЗПРА признают ограниченно работоспособной при условии невыполнения хотя бы одного из критериев, приведенных в 6.9.1, и наличия возможности устранения неисправности без демонтажа оборудования.
6.9.5 ЗПРА признают неработоспособной при условии неспособности выполнения заданной функции, достижения критериев предельного состояния, приведенных в 6.9.2.
6.9.6 Критерии оценки дефектов корпусных деталей ЗПРА и методы контроля приведены в таблице 6.16. Критерии оценки дефектов выемных деталей ЗПРА и методы контроля приведены в таблице 6.17. Эксплуатация ЗПРА, имеющей недопустимые дефекты корпусных деталей, см. таблицу 6.16), а также любые другие дефекты с признаками нарушения герметичности, запрещена. Демонтаж и замену ЗПРА, имеющей дефекты корпусных деталей, требующие замены см. таблицу 6.16), выявленные при техническом диагностировании и ТОР, проводят в сроки, не превышающие 2 лет.
6.9.7 Эксплуатация ЗПРА с наличием недопустимых дефектов, требующих немедленной замены выемных деталей и/или превышающих размеры дефектов выемных деталей, требующих замены при ближайшем ремонте (см. таблицу 6.17), до замены отбракованных деталей не допускается.
6.9.8 Элементы ЗПРА, в которых обнаружены допустимые дефекты, при последующих технических диагностированиях подвергают обязательному контролю.
6.9.9 После проведения технического диагностирования риски, царапины, задиры с параметрами, не превышающими по глубине параметры дефектов корпусных деталей, требующих замены ЗПРА (см. таблицу 6.16), подлежат устранению (зашлифовке). 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-0036-21 132 Таблица Критерии оценки дефектов корпусных деталей ЗПРА и методы контроля
№ п/п Элемент арматуры Описание дефекта Критерий дефекта Метод НК
1 2
3 4
5 1 Недопустимые дефекты корпусных деталей
1.1 Необработанные поверхности корпуса, крышки, патрубков Подповерхностные трещины, свищи Наличие дефекта не допускается
МПК Поверхностные трещины Наличие дефекта не допускается
ВИК,
ПВК,
МПК
Несплавления в зонах ремонта Наличие дефекта не допускается
ВИК,
УЗК,
ПВК,
МПК
1.2 Отверстие под запрессовку втулок или под сальниковую набивку Трещины Наличие дефекта не допускается
ВИК
1.3 Сопрягаемые поверхности фланцевого соединения корпус – крышка Трещины Наличие дефекта не допускается
ВИК
1.4 Сварные соединения корпусных деталей Трещины, прожоги, свищи Наличие дефекта не допускается
ВИК, УЗК
Несплошности Глубиной от 1 мм и длиной от 30 мм
УЗК
2 Дефекты корпусных деталей, требующие замены ЗПРА
2.1 Необработанные поверхности корпуса, крышки, патрубков Наплавки Для ЗПРА, изготовленных до введения в действие
РД-19.100.00-КТН-022-
13 1)
, максимально допустимые значения площадей наплавок устанавлены в соответствии с ОТТ-
75.180.00-КТН-042-17 раздели РД-19.100.00-
КТН-035-17 (раздел 16). При превышении допустимых значений площади, проводят измерения твердости
ВИК,
ПВК или
МПК, измерение твердости 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-0036-21 133
№ п/п Элемент арматуры Описание дефекта Критерий дефекта Метод НК
1 2
3 4
5
- твердость наплавок не более 180 HV;
- твердость зоны термического влияния наплавки не более
200 HV. Для ЗПРА, изготовленных после введения в действие
РД-19.100.00-КТН-022-
13 1)
, максимально допустимые значения площадей наплавок устанавлены в соответствии с ОТТ-
75.180.00-КТН-042-17 раздели РД-19.100.00-
КТН-035-17 (раздел 16) Складчатость, коробление Наличие дефекта не допускается
ВИК,
ПВК,
МПК Поры, раковины, сглаженные насечки от зубил на внешних поверхностях корпуса Одиночные с наибольшим размером в плане более
7 мм и глубиной более
15 % толщины стенки.
Отдельные рассредоточенные) с наибольшим размером в плане более 3 мм и глубиной более 15 % толщины стенки, в количестве более 3 на площади размером х мм при расстоянии между ними менее 15 мм
ВИК,
ПВК,
МПК Поры, раковины на внутренних поверхностях корпуса, соприкасающихся с рабочей средой Отдельные рассредоточенные) с наибольшим размером в плане более 2 мм, в количестве более 3 на площади размером х мм при расстоянии между ними менее 10 мм. Документ предоставлен ООО НИИ Т
ра нсн еф ть»
для ООО «НТ
Ц
Анклав по договору
№ НИИ 0
22
от
03.
02.20 Документ является собственностью ПА
О
«Т
рансн еф ть».
Документ нем ожет быть без согласия ПА
О
«Т
ран сн еф ть» передан третьим лицам, опубликован вот крытых источниках информации атак же использован для целей, несвязанных с деятельностью, осуществляемой поза ка зу и/
ил ив интересах ПАО
«Т
ра нсн еф ть
» и/
ил и организаций системы «
Тр ансн еф ть»
Документ является собственностью ПАО «Транснефть». Передача третьим лицам запрещена
Докуме нт является собственностью ПАО «Транснефть». Передача третьим лицам запрещена
ПАО «Транснефть» Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Техническое диагностирование и техническое освидетельствование механо-технологического оборудования. Часть 2. Методики технического диагностирования насосов и запорной, предохранительной, регулирующей арматуры
РД-19.100.00-КТН-0036-21 134
№ п/п Элемент арматуры Описание дефекта Критерий дефекта Метод НК
1 2
3 4
5 Скопление (размер каждой поры (раковины) с наибольшим размером в плане не более 1 мм) площадью 50 мм и более.
2 и более скоплений размер каждой поры раковины) с наибольшим размером в плане не более
1 мм) на площади размером х мм Риска (царапина, задир) Для толщин до 25 мм включительно – глубиной более 12 % от номинальной толщины стенки. Для толщин св. 25 до
40 мм включительно – глубиной более 9 % от номинальной толщины стенки. Для толщин св. 40 до
63 мм включительно – глубиной более 6 % от номинальной толщины стенки. Для толщин св. 63 мм – глубиной более 5 % от номинальной толщины стенки
ВИК Внутренние несплошности Площадь более 20 мм для толщин до 50 мм и более
30 мм для толщин от 50 до 100 мм
УЗК Площадь 20 мм и менее в количестве более 12 шт. на участке 200 на 300 мм для толщин до 50 мм при расстоянии между несплошностями 15 мм и более. Для толщин до 50 мм при расстоянии между 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-0036-21 135
№ п/п Элемент арматуры Описание дефекта Критерий дефекта Метод НК
1 2
3 4
5 несплошностями менее
15 мм Площадью 30 мм и менее в количестве более 12 шт. на участке 200 на мм для толщин от 50 мм до
100 мм при расстоянии между несплошностями
25 мм и более. Для толщин от 50 мм до
100 мм при расстоянии между несплошностями менее 25 мм
2.2 Отверстие под запрессовку втулок или под сальниковую набивку Наплавки, раковины Наличие дефекта не допускается
ВИК
2.3 Сопрягаемые поверхности фланцевого соединения корпус крышка Наплавки Наличие дефекта не допускается
ВИК Раковины В плане более 1 мм и глубиной более 1 мм
ВИК
2.4 Сварные соединения корпусных деталей
Незаваренные кратеры Наличие дефекта не допускается
ВИК, УЗК Подрезы Глубиной от 0,5 мм и длиной от 150 мм
ВИК Внутренние несплошности Высотой более 5 % от толщины свариваемых деталей и протяженностью более 7 мм
УЗК Несоответствие размеров Несоответствие размеров, выходящее за пределы допуска на размер
ВИК
2.5 Уплотнительные поверхности узла затвора Поверхностные несплошности, эрозионный износ Наличие дефекта не допускается
ВИК
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-0036-21 136 Таблица Критерии оценки дефектов выемных деталей ЗПРА и методы контроля
№ п/п Элемент арматуры Дефекты Метод
НК
1 2
3 4
1 Недопустимые дефекты ЗПРА, требующие немедленной замены выемных деталей
1.1 Задвижка клиновая
1.1.1 Шпиндель Поверхностные трещины, изогнутость
ВИК,
ПВК,
МПК Подповерхностные трещины
УЗК
1.1.2 Втулка бугельного узла Трещины, смятие, сколы, срыв резьбы у резьбовой втулки
ВИК
1.1.3 Подшипник Трещины колец, выкрашивание металла на кольцах, телах качения, выбоины на беговых дорожках колец, забоины, вмятины, глубокие риски на кольцах подшипников, цвета побежалости, трещины, забоины, вмятины на сепараторе
ВИК
1.1.4 Нажимное и опорное кольцо сальникового узла втулка) Трещины
ВИК
1.1.5 Направляющие клина Трещины
ВИК
1.2 Задвижка шиберная
1.2.1 Шпиндель Поверхностные трещины, изогнутость
ВИК,
ПВК,
МПК
1.2.2 Втулка бугельного узла Трещины, смятие, сколы
ВИК
1.2.3 Подшипник Трещины колец, выкрашивание металла на кольцах, телах качения, выбоины на беговых дорожках колец, забоины, вмятины, глубокие риски на кольцах подшипников, цвета побежалости, трещины, забоины, вмятины на сепараторе
ВИК
1.2.4 Дренажный трубопровод Отсутствие герметичности относительно внешней среды по соединениям дренажного трубопровода
ВИК
1.2.5 Втулка сальникового уплотнения Трещины, срыв резьбы
ВИК
1.3 Кран шаровой
1.3.1 Шток Поверхностные трещины
ВИК,
ПВК,
МПК Подповерхностные трещины
УЗК 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-0036-21 137
№ п/п Элемент арматуры Дефекты Метод
НК
1 2
3 4
1.3.2 Подшипник Трещины колец, выкрашивание металла на кольцах, телах качения, выбоины на беговых дорожках колец, забоины, вмятины, глубокие риски на кольцах подшипников, цвета побежалости, трещины, забоины, вмятины на сепараторе
ВИК
1.3.3 Кольцо уплотнительные Трещины, разрывы
ВИК
1.3.4 Штифт Трещины
ВИК
1.4 Обратный затвор
1.4.1 Ось Поверхностные трещины, задиры
ВИК,
ПВК,
МПК Подповерхностные трещины
УЗК
1.5 Регулятор давления
1.5.1 Ось Поверхностные трещины, задиры
ВИК,
ПВК,
МПК Подповерхностные трещины
УЗК
1.6 Предохранительный клапан
1.6.1 Шток Поверхностные трещины, задиры
ВИК Подповерхностные трещины
УЗК
1.7 Привод (механическая часть)
1.7.1 Вал Поверхностные трещины, задиры
ВИК,
ПВК,
МПК
1.7.2 Шестерня (червячная пара) Трещины, смятие
ВИК,
ПВК,
МПК Подповерхностные трещины
УЗК
1.7.3 Шпонка Трещины
ВИК
1.7.4 Подшипник Трещины колец, выкрашивание металла на кольцах, телах качения, выбоины на беговых дорожках колец, забоины, вмятины, глубокие риски на кольцах подшипников, цвета побежалости, трещины, забоины, вмятины на сепараторе
ВИК
2 Дефекты выемных деталей ЗПРА, требующие замены при ближайшем ремонте
2.1 Задвижка клиновая
2.1.1 Шпиндель Задиры, несоответствие геометрических размеров резьбовой части шпинделя паспортным данным
ВИК
Несплошности
УЗК 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-0036-21 138
№ п/п Элемент арматуры Дефекты Метод
НК
1 2
3 4
2.1.2 Нажимное и опорное кольцо сальникового узла втулка) Износ, смятие, сколы
ВИК
2.1.3 Направляющие клина Задиры, направляющие должны быть приварены к корпусу по всей длине
ВИК
2.1.4 Крепежные детали Трещины, задиры, смятие и срез витков или витка резьбы, остаточная деформация, приводящая к изменению профиля резьбы, износ боковых граней гаек
ВИК
2.1.5 Шпильки разъема корпус крышка 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 % 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
ВИК,
ПВК,
УЗК
2.2 Задвижка шиберная
2.2.1 Шпиндель Задиры, несоответствие геометрических размеров резьбовой части шпинделя паспортным данным
ВИК
2.2.2 Втулка сальникового уплотнения Износ, смятие
ВИК
2.2.3 Крепежные детали Трещины, задиры, смятие и срез витков или витка резьбы, остаточная деформация, приводящая к изменению профиля резьбы, износ боковых граней гаек
ВИК
2.2.4 Дренажный трубопровод Коррозионное утонение стенки более 20 %
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-0036-21 139
№ п/п Элемент арматуры Дефекты Метод
НК
1 2
3 4
2.2.5 Шпильки разъема корпус – крышка 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 в Нм, где d – диаметр шпильки рванин, выкрашиваний ниток резьбы стержневых изделий глубиной более среднего диаметра, длиной более 5 % 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
ВИК,
ПВК,
УЗК
2.3 Кран шаровой
2.3.1 Шток Задиры, несоответствие геометрических размеров штока паспортным данным
ВИК Подповерхностные трещины и несплошности
УЗК
2.3.2 Крепежные детали Трещины, задиры, смятие и срез витков или витка резьбы, остаточная деформация, приводящая к изменению профиля резьбы, износ боковых граней гаек
ВИК
2.3.3 Штифт Задиры, смятие
ВИК
2.4 Обратный затвор
2.4.1 Ось Несоответствие геометрических размеров оси паспортным данным
ВИК
2.4.2 Крепежные детали Трещины, задиры, смятие и срез витков или витка резьбы, остаточная деформация, приводящая к изменению профиля резьбы, износ боковых граней гаек
ВИК
2.4.3 Демпфер (противовес) Следы протечки на гидравлическом устройстве
ВИК
2.5 Регулятор давления
2.5.1 Ось Несоответствие геометрических размеров оси паспортным данным
ВИК
Несплошности
УЗК
2.5.2 Крепежные детали Трещины, задиры, смятие и срез витков или витка резьбы, остаточная деформация, приводящая к изменению профиля резьбы, износ боковых граней гаек
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-0036-21 140
№ п/п Элемент арматуры Дефекты Метод
НК
1 2
3 4
2.5.3 Шпильки разъема
корпус – крышка 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 % 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
ВИК,
ПВК,
УЗК
2.6 Предохранительный клапан
2.6.1 Шток Задиры, несоответствие геометрических размеров оси паспортным данным
ВИК
Несплошности
УЗК
2.6.2 Пружина Поверхностные трещины, задиры, несоответствие геометрических размеров и жесткости паспортным данным
ВИК
2.6.3 Крепежные детали Трещины, задиры, смятие и срез витков или витка резьбы, остаточная деформация, приводящая к изменению профиля резьбы, износ боковых граней гаек
ВИК
2.7 Привод (механическая часть)
2.7.1 Вал Задиры, несоответствие геометрических размеров оси паспортным данным
ВИК Подповерхностные трещины и несплошности
УЗК
2.7.2 Шестерня (червячная пара) Износ, сколы, поверхностные трещины, задиры, несоответствие геометрических размеров паспортным данным
ВИК,
ПВК,
МПК
Несплошности
УЗК
2.7.3 Шпонка Задиры, смятие, люфт
ВИК
2.7.4 Крепежные детали Трещины, задиры, смятие и срез витков или витка резьбы, остаточная деформация, приводящая к изменению профиля резьбы, износ боковых граней гаек
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-0036-21 141

---