Министерство энергетики Российской Федерации

открытое акционерное общество акционерная компания по транспорту нефти «транснефть»

оао «Ак «транснефть»

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ПОЛОЖЕНИЕ

О ПОРЯДКЕ ПРОВЕДЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЯ И ПРОДЛЕНИЯ СРОКА СЛУЖБЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ НПС МН

РД 153-39.4Р-124-02

Дата введения 29.05.2002 г.

Руководящий документ (Положение) устанавливает единый регламент проведения технического освидетельствования и продления срока службы (ресурса) механотехнологического оборудования нефтеперекачивающих станций магистральных нефтепроводов.

Положение учитывает требования действующих правил безопасности при эксплуатации объектов МН, нормативных документов Госгортехнадзора России. В руководящем документе использован современный, принятый во многих отраслях промышленности, подход к дефектоскопии и диагностированию оборудования, оценке его фактического технического состояния и прогнозированию остаточного ресурса.

Руководящий документ разработан Институтом проблем транспорта энергоресурсов (ИПТЭР) при участии специалистов ОАО «АК«Транснефть».

Разработчики:

ИПТЭР: Акбердин А.М. - рук. темы, Сулейманов М.К.- ответственный исполнитель, Аленина Л.И., Баженов В.В., Белов А.И., Беркутов И.С., Вишневская Т.Н., Воробьева Т.Д., Гумеров А.Г., Гумеров Р.С., Еронен В.И., Литвинов А.Н., Павлова З.Х., Трапезникова И.Б., Чибирева А.В.

ОАО «АК«Транснефть»: Калинин В.В., Лисин Ю.В., Ярыгин В.Н., Пахомов С.А.

Графические работы и оформление: Баранова Н.А., Дмитриева Н.К., Иванова Н.А.

Вводится впервые.

Содержание

1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1 Механотехнологическое оборудование нефтеперекачивающих станций магистральных нефтепроводов (НПС МН) в зависимости от установленного срока эксплуатации и технического состояния подлежит освидетельствованию с целью определения возможности и условий его дальнейшей эксплуатации или списания согласно требованиям РД 08-200-98 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», РД 153-39.4-056-00 «Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов».

1.2 Настоящее Положение распространяется на механотехнологическое оборудование НПС МН (далее - оборудование) и определяет порядок проведения его технического освидетельствования и продления срока службы.

1.3 Руководящий документ (РД) устанавливает общие требования к организации, содержанию, объему выполнения работ при техническом освидетельствовании (далее - освидетельствовании), содержит технические и экономические критерии необходимости его проведения, определяет действия предприятия-владельца оборудования и организации (предприятия), проводящей освидетельствование.

1.4 Требования настоящего РД являются обязательными для предприятий и организаций, эксплуатирующих магистральные нефтепроводы и привлекаемых для работ по техническому освидетельствованию оборудования НПС.

1.5 С учетом требований норм и правил, действующих в области обеспечения безопасной эксплуатации объектов МН, и настоящего РД разрабатываются программы технического освидетельствования конкретных объектов, подлежащие согласованию с органами Госгортехнадзора России в установленном порядке.

1.6 Освидетельствование оборудования заключается в оценке технического состояния, проверке соответствия его требованиям нормативно-технических документов (НТД) и определении возможности дальнейшей эксплуатации после отработки назначенного заводом-изготовителем или НТД ресурса (срока службы).

1.7 При проведении освидетельствования необходимо руководствоваться РД 09-102-95 «Методические указания по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов, поднадзорных Госгортехнадзору России».

1.8 По истечении установленного Госгортехнадзором России, разработчиком или предприятием-изготовителем срока эксплуатации оборудования, выраженного в виде наработки или календарной продолжительности эксплуатации, должно быть выполнено его техническое освидетельствование. Изменение (продление) нормативных сроков эксплуатации должно быть подтверждено соответствующими актами обследования технического состояния оборудования и отражено в заключении.

1.9 Заключение является неотъемлемой частью документации на оборудование и хранится на предприятии-владельце вместе с паспортом на оборудование. Заключение служит основанием для принятия владельцем оборудования решения о его дальнейшей эксплуатации.

1.10 В настоящем Положении использованы термины, относящиеся к основным понятиям в области надежности, технического диагностирования и контроля технического состояния объектов, установленные ГОСТ 27.002, ГОСТ 27.004, ГОСТ 20911.

Перечень используемых терминов и определений приведен в приложении А.

2 НОМЕНКЛАТУРА, ТЕХНИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЯ ОБОРУДОВАНИЯ НПС

2.1 Техническому освидетельствованию (обследованию) подлежит работоспособное оборудование с истекшим сроком службы, имеющее низкие эксплуатационные показатели, а также оборудование, находившееся в экстремальных условиях эксплуатации.

2.2 Техническому освидетельствованию подлежит следующее механотехнологическое оборудование: магистральные, подпорные и вспомогательные насосы (нефтяные); вентиляционные системы; маслосистема; система сглаживания волн давления; заслонки блока регуляторов давления; фильтры-грязеуловители; предохранительные клапаны.

Перечень оборудования может быть дополнен и конкретизирован на стадии выполнения работ по техническому освидетельствованию.

2.3 Необходимость проведения технического освидетельствования оборудования определяется предприятием, эксплуатирующим данное оборудование.

2.4 Освидетельствованию подлежит оборудование:

- срок службы которого превышает значения, установленные заводом-изготовителем, а при их отсутствии - приведенные в таблице 2.1;

- ставшее причиной аварии, в т. ч. находившееся под воздействием параметров, превышающих расчетные, либо указанные в конструкторской документации (переопрессовки, термоудары, гидроудары и др.);

- подвергшееся аварийным непредусмотренным воздействиям (например, пожар, сейсмическое воздействие и др.);

- с критически низкими по сравнению с НТД показателями назначения и надежности корпусных и крепежных деталей или близкое к предельному состоянию;

- техническое состояние которого по выполняемому объему диагностирования и ТОР не может обеспечить безопасную и эффективную эксплуатацию объекта.

2.5 Работы по определению остаточного ресурса или подтверждению назначенных показателей проводят также в случае, если в процессе эксплуатации оборудования выявлено неудовлетворительное состояние отдельных его деталей, сборочных единиц, комплектующих элементов, которое может привести к критическим отказам (прогрессирующий коррозионный, эрозионный, кавитационный износ, трещинообразование и т. д.)

2.6 По результатам освидетельствования определяется возможность продления срока эксплуатации.

Экономические критерии продления ресурса или срока службы оборудования приведены в приложении Ц.

Таблица 2.1

Срок службы оборудования, после которого оно подлежит освидетельствованию

3 ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЮ И ПРОДЛЕНИЮ РЕСУРСА ОБОРУДОВАНИЯ

3.1 Организация проведения работ по техническому освидетельствованию возлагается на предприятие - владельца оборудования. К работам могут быть привлечены сторонние организации для выполнения всего комплекса работ или отдельных его этапов.

3.2 Техническое освидетельствование оборудования и оформление заключения по результатам его проведения должны выполнять организации, прошедшие аккредитацию, имеющие лицензию Госгортехнадзора России (ГГТН России) на данный вид деятельности.

3.3 Приказ на выполнение работ по освидетельствованию оборудования оформляет предприятие-владелец. Рекомендуемая форма приказа приведена в приложении Б.

3.4 Для проведения работ по техническому освидетельствованию предприятие-владелец оборудования назначает комиссию, действующую на основании приказа. В состав комиссии должны входить представители предприятия-владельца (заказчик) и предприятия, осуществляющего ремонт и обслуживание оборудования, и организации (предприятия), выполняющей его техническое освидетельствование (исполнитель). Решение о необходимости включения в состав комиссии представителей предприятия-разработчика, изготовителя и других организаций принимается исполнителем с учетом полноты и достоверности имеющихся материалов, необходимых для выполнения работ.

Председателем комиссии назначается представитель предприятия - владельца оборудования.

3.5 Комиссия рассматривает следующие документы:

- технический паспорт оборудования, содержащий данные: год выпуска, год ввода в эксплуатацию, количество проведенных ремонтов и диагностических контролей с указанием характера и объема проведенных работ, сведения о техническом освидетельствовании (если оно проводилось);

- нормативно-техническую, конструкторскую и эксплуатационную документацию, содержащую данные о конструктивных особенностях оборудования;

- сведения о показателях надежности, отказах, авариях, длительности простоев;

- журналы, формуляры и другую документацию, отражающую условия и режимы работы оборудования (соответствие рабочих нагрузок, температуры, давления, среды и т. д.).

3.6 При анализе документации устанавливается номенклатура параметров, характеризующих техническое состояние оборудования, выявляются наиболее вероятные отказы и повреждения, которые могут привести оборудование в неработоспособное состояние.

3.7 Комиссия на основании результатов рассмотрения, анализа эксплуатационной документации и визуального контроля дает заключение о необходимости выполнения освидетельствования оборудования, устанавливает необходимость привлечения других организаций-исполнителей конкретных работ. Форма заключения приведена в приложении В.

3.8 По результатам работы комиссии разрабатывается Программа проведения работ.

Программа разрабатывается исполнителем с привлечением, при необходимости, предприятий, оговоренных в п. 3.4.

Программа должна содержать сведения об оборудовании, порядок проведения работ применительно к конкретному изделию.

Программа в соответствии с номенклатурой оборудования должна обеспечивать выполнение следующих задач:

- определение порядка взаимодействия между службами предприятия и исполнителем работ по освидетельствованию;

- выбор методов и способов выполнения работ по дефектоскопии или диагностированию с целью обнаружения дефектов на ранней стадии их развития;

- разработку карты обследования оборудования (при необходимости);

- определение номенклатуры измеряемых параметров и механических характеристик материала, необходимых для выполнения расчетов на прочность и прогнозирования остаточного ресурса;

- определение остаточного ресурса оборудования с учетом малоцикловых нагружений, коррозии и уровня вибрации.

3.9 Программа согласовывается исполнителем с территориальным органом ГГТН России и утверждается заказчиком.

3.10 Предприятие-владелец оборудования должно подготовить его для технического освидетельствования (обеспечить удобный подход к нему, освещение, при необходимости выделить грузоподъемное или такелажное оборудование). Оборудование предъявляется к освидетельствованию в работоспособном состоянии, полностью укомплектованным согласно документации, с условием обеспечения беспрепятственного доступа к контролируемым сборочным единицам и деталям, очищенным от загрязнения. Окраска оборудования специально к освидетельствованию не допускается.

3.11 Оборудование, расположенное под землей, должно быть вскрыто от грунта, очищено от грязи, отслаивающейся краски и изоляции. Место работы должно быть обеспечено средствами для спуска и подъема дефектоскопической аппаратуры.

3.12 Если программой предусмотрено диагностирование оборудования с его разборкой, то части и детали оборудования после разборки должны быть очищены от нефти и отложений, промыты и разложены на стеллажах или на столе в порядке, позволяющем осуществлять их диагностирование. Для доступа к частям оборудования, расположенным на высоте более 1,8 м, место работы должно быть обеспечено приставными лестницами, площадками или лесами.

3.13 Владелец оборудования должен обеспечить условия для безопасного проведения работ, включая контроль загазованности воздуха в зоне производства работ, принять меры к удалению людей из загазованной зоны в случае превышения допустимых норм концентрации газов.

3.14 Освидетельствование оборудования, переданного на ремонтное предприятие, должно проводиться с выполнением требований технических условий на капитальный ремонт.

3.15 Освидетельствование оборудования включает визуальный и измерительный контроли, диагностирование, дефектоскопию базовых деталей и узлов и выполняется с учетом работы оборудования при знакопеременных, пульсирующих и динамических нагрузках.

3.16 Визуальный и измерительный контроли базовых узлов и деталей оборудования проводятся с целью выявления недопустимых видимых дефектов (механических повреждений, деформации, трещин, вмятин, прогибов, выпучин, коррозионного и эрозионного износа, фреттинг-коррозии, изменения исходной формы, утечек) или косвенных признаков дефектов и отказов (шума, изменения цвета, запаха, «потения» материала, выступание на наружной поверхности корпуса насоса, клапана и другого оборудования капель рабочей жидкости).

3.17 Визуальный контроль осуществляется до проведения обследования изделия другими методами неразрушающего контроля и выполняется невооруженным глазом или с помощью лупы. Увеличение лупы должно быть 4-7-кратное при контроле основного материала и сварных соединений.

Во время контроля особое внимание должно быть обращено на выявление трещин в основном металле сборочных единиц и сварных швах, состояние креплений и соединений.

При обнаружении косвенных признаков наличия дефектов обследуемые изделия, узлы и детали должны быть подвергнуты тщательному контролю неразрушающими методами.

3.18 Результаты визуального и измерительного контролей оформляются актом, в котором указываются рекомендации по объему и срокам дальнейших работ по техническому освидетельствованию оборудования НПС (приложение Г).

3.19 Объем работ при освидетельствовании с использованием методов и средств неразрушающего контроля представлен в разделах 6-12 и приложениях Л, М, Н, П, Р, С, Т, У.

3.20 По результатам освидетельствования оборудование разделяется на:

- годное;

- подлежащее ремонту;

- негодное, не подлежащее восстановлению.

При обследовании признается годным оборудование, значения параметров технического состояния которого соответствуют установленным требованиям.

3.21 Результаты диагностирования и дефектоскопии, фиксируются актами (приложения Г, Д, Е, Ж). Акты составляются в 3-х экземплярах, два из которых выдаются заказчику, третий - остается в организации, выполнившей контроль.

3.22 Оборудование, восстановленное ремонтом, после устранения выявленных дефектов подлежит контрольным испытаниям согласно требованиям технических условий на ремонт.

3.23 Результаты диагностирования, испытаний оборудования, расчетов согласно разделам 6-13 служат основанием для установления возможности дальнейшей эксплуатации оборудования свыше нормативного срока службы или списания.

3.24 Сроки проведения последующего освидетельствования оборудования, рекомендации по контролю его эксплуатации в течение прогнозируемого периода (остаточного ресурса) должны быть определены в соответствии с требованиями раздела 13, организацией (предприятием), выполняющей техническое освидетельствование, и отражены в заключении.

3.25 Исполнитель представляет заказчику два экземпляра заключения, содержащего результаты освидетельствования оборудования.

Форма заключения приведена в приложении К.

3.26 Заказчик в течение одного месяца с момента подписания заключения исполнителем должен один экземпляр представить в территориальный орган ГГТН России на согласование.

3.27 Согласованное Госгортехнадзором России заключение является основанием для продления срока эксплуатации оборудования, должно быть подтверждено приказом по предприятию и доведено до руководителей служб, ответственных за эксплуатацию соответствующего оборудования.

4 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ НАДЕЖНОСТИ ПРИ РЕШЕНИИ ВОПРОСОВ ТЕХНИЧЕСКОГО ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЯ

4.1 В основу проведения работ по освидетельствованию должен быть заложен принцип «безопасной эксплуатации оборудования по техническому состоянию». В качестве определяющих параметров технического состояния должны приниматься показатели надежности и параметры, изменения которых может привести объект в неработоспособное или предельное состояние.

4.2 Определение и анализ показателей надежности оборудования при решении вопросов его технического освидетельствования производятся с целью:

- оценки технического состояния оборудования по статистическим эксплуатационным данным;

- подтверждения необходимости (целесообразности) проведения технического освидетельствования оборудования;

- уточнения методов технического диагностирования в совокупности с результатами визуального контроля оборудования;

- прогнозирования или корректировки остаточного ресурса (сроков дальнейшей эксплуатации), определенного по результатам технического диагностирования.

4.3 Для выполнения оценки показателей надежности оборудования необходимо осуществлять сбор и обработку информации об отказах, наработках, проведенных ремонтах.

Сбор и обработка информации, оценка и анализ показателей надежности оборудования (его основных узлов) должны проводиться в соответствии с требованиями действующих НТД в этой области: ГОСТ 27.002, ГОСТ 27.301, ГОСТ 27.310, ГОСТ 27.003, РД 50-204-87, РД 50-690-89, Регламента учета и анализа отказов основного механотехнологического оборудования НПС.

4.4 Критериями отказов оборудования являются:

- прекращение функционирования;

- снижение эксплуатационных параметров за предельно допустимый уровень.

4.5 Критериями предельных состояний оборудования являются:

- наличие дефектов, которые требуют демонтажа оборудования и ремонта в заводских условиях;

- механический износ ответственных деталей (узлов) или снижение физических свойств материалов до предельно допустимого уровня;

- превышение установленного уровня текущих (суммарных) затрат на техническое обслуживание и ремонты или другие признаки, определяющие экономическую целесообразность дальнейшей эксплуатации оборудования.

Критериями предельных состояний оборудования, емкостей, аппаратов, подвергающихся коррозионному воздействию, являются:

- потеря прочности при уменьшении толщины стенки;

- наличие растрескивания металла, коррозионных язв;

- распространение дефектов (трещин, коррозионных язв и др.) на регламентированную нормативной документацией площадь и глубину.

С точки зрения безопасности предельное состояние оборудования потенциально опасных производств, главным образом, определяется следующими показателями: потерей несущей способности, допустимым запасом прочности, вероятностью безотказной работы, временем срабатывания защитных устройств, пропускной способностью клапанов, герметичностью, установленной безотказной наработкой и др. Такие показатели, как производительность, скорость, мощность, если выход их за регламентированные значения не связан с созданием взрывопожароопасной ситуации, относятся к второстепенным и не являются определяющими факторами для проведения освидетельствования оборудования.

4.6 При сборе информации о надежности уточняются условия эксплуатации; фиксируются все отказы, дефекты, неисправности и повреждения за период эксплуатации, данные о наработке оборудования, о количестве, периодичности и характере ремонтов; выполняется анализ причин и последствий отказов. Особое внимание должно быть обращено на случаи, при которых имели место режимы эксплуатации, выходящие за пределы требований технической документации на оборудование.

Одновременно должно быть проверено выполнение эксплуатационным персоналом всех регламентных работ, предусмотренных эксплуатационными документами на оборудование.

4.7 Для оценки фактического технического состояния и контроля надежности оборудования (его основных узлов) производится анализ данных по временным понятиям надежности оборудования - ресурсу, сроку службы, наработке (суммарной - с начала эксплуатации; с момента проведения последнего капитального ремонта), используются показатели надежности, определяемые по годам за период не менее двух лет эксплуатации в соответствии с ГОСТ 27.002, РД 50-690-89:

- средняя наработка на отказ (наработка на отказ) ;

- средний ресурс (средний срок службы) ;

- среднее время внепланового восстановления (ремонта);

- среднее время планового восстановления (ремонта) ;

- вероятность безотказной работы Р(t);

- коэффициент технического использования К_ТИ.

4.8 Наработку оборудования выражают в единицах календарного времени (часах), через число рабочих циклов, другой объем произведенной работы.

4.9 Средний ресурс определяется для однотипного оборудования, эксплуатирующегося в статистически однородных условиях (режимы работы, сроки и условия эксплуатации).

4.10 На стадиях эксплуатации и испытаний роль показателей надежности оборудования выполняют их статистические оценки (ГОСТ 27.002).

Расчет статистических оценок показателей надежности производится по формулам, приведенным в таблице 4.1.

Таблица 4.1

Формулы для расчета статистических оценок показателей надежности оборудования

4.11 По результатам количественной оценки и качественного анализа информации о надежности применительно к конкретным видам оборудования (систем):

- определяются фактический срок службы (ресурс) оборудования, динамика изменения значений фактических показателей надежности за последние пять лет его эксплуатации (сравнению подлежат данные за первый и последний годы этого периода). Если имеет место снижение величины средней наработки на отказ, среднего ресурса на 10%, вероятности безотказной работы - на 3%, оборудование независимо от выработки назначенного ресурса подлежит техническому освидетельствованию. Снижение коэффициента технического использования оборудования на 3-5% свидетельствует о необходимости проведения экономической оценки целесообразности его эксплуатации;

- проводится сравнение фактических показателей надежности конкретного оборудования с аналогичными средними показателями, определяемыми для однотипного оборудования по предприятию. Если показатели рассматриваемого оборудования ниже аналогичных показателей для однотипного оборудования более чем на 10%, оборудование должно быть подвергнуто освидетельствованию;

- для каждого вида оборудования выявляются узлы, имеющие наибольший процент отказов и повреждений (так называемое «слабое звено»), а также узлы, находящиеся в предотказном состоянии (для обоснования необходимости их замены при выдаче прогноза остаточного ресурса);

- определяется оборудование, работающее при частых пусках-остановках, отключениях, колебаниях давления более 15% от номинального, температурных колебаниях и пр.;

- выделяются критические отказы оборудования и основных узлов (отказы, приведшие к возникновению аварийной ситуации, внеплановому выводу в ремонт).

4.12 На основании результатов проведенного анализа с учетом данных визуального контроля и оценки экономических критериев продления ресурса подтверждается целесообразность (необходимость) проведения технического освидетельствования оборудования, выдаются рекомендации о составе и объеме работ по техническому диагностированию.

4.13 Рекомендации по определению остаточного ресурса оборудования по статистическим эксплуатационным данным приведены в разделе 13.

4.14 Если в НТД для каких-либо комплектующих элементов, сборочных единиц или деталей изделия (торцовых уплотнений, валов, штоков, корпусных деталей и пр.) установлены индивидуальные показатели надежности, величину остаточного ресурса следует определять раздельно для каждого из них.

4.15 В отдельных технически и экономически обоснованных случаях при продлении ресурса допускается снижение некоторых показателей надежности до уровня, определяемого совместным решением проектанта объекта, ремонтного предприятия и эксплуатирующей организации. Указанное возможно при реализации технических решений, обеспечивающих безопасность эксплуатации объекта, при наличии резервного (дублирующего) оборудования, также, если объект подлежит замене в ближайшее время.

5 МЕТОДЫ И СРЕДСТВА НЕРАЗРУШАЮЩЕГО КОНТРОЛЯ. НОРМЫ ДОПУСТИМЫХ ДЕФЕКТОВ. УСТРАНЕНИЕ ДЕФЕКТОВ

5.1 Общие положения

5.1.1 Проведение диагностического обследования, оценка технического состояния и определение остаточного ресурса оборудования осуществляются в соответствии с требованиями РД 03-131-97 «Правила организации и проведения акустико-эмиссионного контроля сосудов, аппаратов, котлов и технологических трубопроводов», «Методики оценки состояния трубопроводов с использованием магнитной памяти металла», СНиП 2.05.06 «Магистральные трубопроводы», «Инструкции по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности», ГОСТ 22761 «Металлы и сплавы. Метод измерения твердости по Бринеллю переносными твердомерами», ГОСТ 21105 «Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод», ГОСТ 14782 «Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые», ГОСТ 18442 «Контроль неразрушающий. Капиллярные методы. Общие требования», ГОСТ 20426 «Контроль неразрушающий. Методы дефектоскопии радиационные» и других нормативных документов.

5.1.2 Выбор конкретных методов неразрушающего контроля должен проводиться с учетом рассмотрения технической документации на оборудование, анализа эксплуатационных показателей и причин отказов, результатов визуального контроля.

Применение магнитопорошкового, ультразвукового, капиллярного, радиационного методов дефектоскопии должно основываться, как правило, на результатах обследования оборудования магнитометрическим или акустико-эмиссионным методами контроля.

5.2 Методы и средства, применяемые при контроле технического состояния оборудования

5.2.1 Основными методами неразрушающего контроля (НК) технического состояния оборудования являются магнитометрический, акустико-эмиссионный, ультразвуковой, капиллярный, магнитопорошковый.

Для контроля конструктивных параметров и свойств материала осуществляются измерения:

толщины стенок;

твердости металла.

С учётом особенностей конструкции изделия и условий проведения контроля могут применяться вихретоковый, радиационный и другие методы неразрушающего контроля.

Нормы допустимых дефектов оборудования в зависимости от применяемых методов контроля приведены в таблицах 5.1, 5.2, 5.3.

5.2.2 Методика выполнения магнитометрического контроля приведена в приложении Л. При магнитометрическом контроле осуществляется измерение напряженности магнитного поля рассеяния Н_р, которая характеризует напряженно-деформированное состояние материала. В таблице 5.1 приведены суммарные значения SН_р абсолютных величин напряженности магнитного поля разноименных знаков, при которых необходимо проведение дополнительного дефектоскопического контроля магнитопорошковым, капиллярным и ультразвуковым методами контроля для обнаружения возможных дефектов.

Для проведения магнитометрического контроля используются индикаторы концентрации напряжений ИКНМ-2Ф, ИКН-1М или другие.

5.2.3 При акустико-эмиссионном (АЭ) контроле осуществляется регистрация акустического сигнала, возникающего при развитии трещины (приложение М). Классификация сигналов АЭ позволяет оценивать их по степени опасности. Зоны, где выявлены сигналы АЭ II, III, IV классов подлежат диагностированию ультразвуковым, магнитопорошковым, капиллярным методами контроля для обнаружения возможных дефектов.

Для проведения контроля применяются АЭ системы типа «A-line 32 Д» или аналогичные, отечественные или импортные, имеющие не менее 4 каналов для сбора информации и обеспечивающие локализацию и определение координат источников акустических сигналов.

При реализации данного метода контроля изменение режимов нагрузки (изменение давления) должно осуществляться по согласованию с диспетчерской службой РНУ (или ОАО МН).

5.2.4 Методика выполнения ультразвукового контроля приведена в приложении Н. При ультразвуковом контроле выявляются дефекты типа пор, раковин, шлаковых включений, трещин, флокенов, расслоений.

Для проведения ультразвукового (УЗ) контроля используются:

- ультразвуковые дефектоскопы типа УД 2-12, УД2-70, А 1212, толщиномеры типа УТ-93П, УТ-80 и другие с комплектами преобразователей и соединительными высокочастотными кабелями;

- стандартные образцы СО-1, СО-2 по ГОСТ 14782 и стандартные образцы предприятия (СОП), удовлетворяющие требованиям технологии УЗ контроля.

5.2.5 Методика выполнения капиллярного контроля приведена в приложении П. При капиллярном контроле выявляются дефекты типа поверхностных и сквозных трещин и пор.

Для проведения контроля капиллярным (цветным) методом используются комплекты пенетрантов в аэрозольной упаковке типа MAGNAFLUX или другие.

5.2.6 Методика выполнения магнитопорошкового контроля приведена в приложении Р. При магнитопорошковом контроле выявляются дефекты типа поверхностных и подповерхностных трещин, закатов, расслоений.

При магнитопорошковом контроле используются магнитопорошковые переносные дефектоскопы типа ПМД-70 с приставными магнитами, обеспечивающие условный уровень чувствительности не ниже Б по ГОСТ 21105.

5.2.7 Методика выполнения вихретокового контроля приведена в приложении С. При вихретоковом контроле выявляются поверхностные и подповерхностные дефекты типа трещин, закатов, расслоений.

При вихретоковом контроле используются вихретоковые дефектоскопы типа «ВД-87НСт» или другие.

5.2.8 Методика выполнения радиационного контроля приведена в приложении Т.

При радиационном контроле выявляются дефекты типа пор, шлаковых включений, раковин.

Для радиационного контроля сварных швов оборудования используются переносные рентгеновские аппараты или гамма-дефектоскопы.

5.2.9 Методика измерения твердости материалов корпусов и сварных швов приведена в приложении У. Измерение твердости дает возможность получить фактические значения предела прочности материала в соответствии с ГОСТ 22761.

Для измерения твердости металла используются переносные твердомеры ТЭМП-3, ИТ-5070 или др.

5.2.10 Оценка состояния оборудования и его основных деталей осуществляется в соответствии с требованиями, изложенными в таблице 5.1.

Таблица 5.1

Нормы допустимых дефектов при контроле оборудования НПС неразрушающими методами

Примечание.

SН_р - суммарные значения абсолютных величин напряженности магнитного поля рассеяния с разноименными знаками.

Непротяженные несплошности - это одиночные несплошности при их количестве не более 15 и при расстоянии между ними не менее 10 мм (для толщины до 50 мм) и не менее 15 мм (для толщины от 50 до 100 мм) на участке (поверхности) ввода ультразвуковых колебаний размером 200´300 мм. При большем количестве одиночных несплошностей (при прочих равных условиях) они образуют протяженные несплошности.

5.2.11 В таблицах 5.2, 5.3 приведены нормы допустимых дефектов в сварных соединениях труб и корпусных деталей оборудования при ультразвуковом контроле.

Протяженные дефекты считаются недопустимыми, если амплитуда сигналов от них превышает 0,5 амплитуды эхо-сигналов от искусственного отражателя. Условная протяженность цепочки точечных дефектов измеряется в том случае, если амплитуда эхо-сигнала от них составляет 0,5 и более амплитуды эхо-сигнала от искусственного отражателя, размеры которого определяются максимально допустимой эквивалентной площадью.

Таблица 5.2

Нормы допустимых дефектов в сварных швах корпусных деталей с технологическими трубопроводами давлением до 10 МПа (100 кгс/см²) при УЗ контроле

Примечание. Точечные дефекты считаются недопустимыми, если амплитуда эхо-сигналов от них превышает амплитуду эхо-сигнала от искусственного отражателя, размеры которого определяются максимально допустимой эквивалентной площадью.

Таблица 5.3

Нормы допустимых дефектов в сварных швах корпусных деталей при УЗ контроле

Примечание. Под непротяженными понимаются одиночные несплошности при их количестве не более 9 для толщины от 20 до 40 мм и не более 10 для толщины от 40 до 60 мм на 100 мм длины сварного шва.

5.3 Ремонт, диагностирование и испытание оборудования после ремонта

5.3.1 При выявлении недопустимых дефектов оборудование должно быть выведено из эксплуатации.

5.3.2 Восстановление работоспособности оборудования с выявленными дефектами возможно на месте эксплуатации в соответствии с РД 153-39.4-067-00 или в ЦБПО. При этом должны быть соблюдены требования РД 39-0147103-360-89.

5.3.3 Оборудование, не подлежащее восстановлению, должно быть списано.

5.3.4 При ремонте оборудования на месте эксплуатации максимальное допустимое давление на оборудовании при заварке определяется из условий:

Р_зав£0,4d_ост МПа при d_ост£8,75 мм;

Р_зав£3,5 МПа при d_ост³8,75 мм;

где d_ост - остаточная толщина стенки на месте заварки, мм;

коэффициент 0,4 имеет размерность МПа/мм.

5.3.5 Границы дефектов определяются магнитопорошковой и капиллярной дефектоскопией. По границам трещин наносят керны и производят сверление на расстоянии 10-30 мм от трещины для предупреждения распространения ее в длину. Сверления должны выполняться последовательно сверлами нескольких диаметров, начиная с диаметра 4-5 мм, с рассверливанием их уступами с тем, чтобы обеспечить плавное раскрытие металла для заварки выборки в месте трещины.

5.3.6 После устранения трещины остаточная толщина стенки должна быть не менее 1/3 толщины стенки, но не менее указанной в п. 5.3.4. При меньшей остаточной толщине стенки трещина считается сквозной и оборудование подлежит демонтажу и ремонту в условиях ЦБПО.

5.3.7 Выборка трещины в корпусе должна производиться только механическим путем и иметь чашеобразную форму разделки с углом скоса 12-15°. Полнота выборки дефектного металла с трещиной контролируется магнитопорошковой или капиллярной дефектоскопией.

5.3.8 Перед выполнением сварочных работ на оборудовании независимо от наличия удостоверения, сварщик должен сварить контрольное соединение из такой же марки стали, такой же конструкции шва с применением рекомендуемых электродов и режимов сварки.

Контрольное соединение должно быть проверено теми же методами, что и основные сварные соединения. Сварщик может быть допущен к выполнению сварочных работ при положительных результатах этой проверки.

5.3.9 Наплавка в местах выборки трещин должна проводиться на участке, выходящем за пределы зоны наплавки на 5-8 мм с каждой из сторон, с усилением не менее 2 мм. Усиление удаляется зашлифовкой заподлицо с основным металлом.

5.3.10 При выполнении ремонта корпуса оборудования без демонтажа его ремонт, гидроиспытание и дефектоскопия осуществляются по отдельному проекту производства работ. При этом испытательное давление не должно создавать напряжений, превышающих 0,9s_т материала оборудования, трубопроводов, и не быть более 1,5РN (РN - давление номинальное) на задвижках, установленных до и после оборудования.

5.3.11 После ремонта корпуса в ЦБПО оборудование подлежит гидроиспытанию и контролю акустико-эмиссионным или магнитометрическим и, при необходимости, другими методами неразрушающего контроля.

Перед контролем оборудование подвергается гидроиспытанию в течение не менее 5 минут давлением 1,35Р_раб при акустико-эмиссионном контроле и давлением 1,5Р_раб - при магнитометрическом контроле.

Если оборудование выдержало испытание давлением, оно подвергается АЭ контролю с нагружением давлением до 1,5Р_раб в соответствии с приложением М или магнитометрическому контролю в соответствии с приложением Л.

6 МЕТОДИКА ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ, ПОДПОРНЫХ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ НАСОСОВ

6. 1 Общие положения

6.1.1 Объем работ при техническом освидетельствовании магистральных и подпорных нефтяных насосов выполняется с учетом результатов визуального контроля оборудования, анализа технической и эксплуатационной документации.

6.1.2 Освидетельствование рекомендуется совмещать с работами по техническому обслуживанию и ремонту насосов согласно РД 153-39ТН-008-96 и РД 153-39ТН-010-96.

6.1.3 Техническому освидетельствованию подлежат корпуса, валы, торцовые уплотнения, подшипники, муфты, уплотнительные кольца рабочего колеса, посадочные места деталей.

6.1.4 Техническое состояние корпусных деталей оценивать согласно таблицы 6.1.

Таблица 6.1

Критерии предельного состояния корпусных деталей

6.2 Диагностирование корпусов магистральных и горизонтальных подпорных насосов

6.2.1 Диагностирование корпусов насосов осуществляются магнитометрическим или акустико-эмиссионным методами НК. Соответствующие методики диагностирования приведены в приложениях Л и М. По результатам диагностирования может проводиться дополнительное обследование корпуса другими методами НК с соблюдением требований, изложенных в приложениях Н, П, Р, С, Т, У.

6.2.2 Диагностирование корпуса насоса магнитометрическим методом осуществляется в следующей последовательности.

На корпус насоса наносится разметка в соответствии с рисунком 6.1.

Вертикальной плоскостью, проходящей через ось ротора, насос делится на правую и левую стороны. На каждую из сторон корпуса и крышки наносится сетка, например, мелом, по вертикали и горизонтали с равным шагом. Линии наносятся через каждые 80-100 мм. На корпусе насоса горизонтальные линии наносятся от плоскости разъема и заканчиваются на нижней части. Горизонтальные линии обозначаются буквами русского алфавита. Отсчет начинается от буквы «а» и далее ведется согласно алфавиту.

Вертикальные линии обозначаются цифрами.

Вертикальные линии наносятся, начиная от вертикальной плоскости сечения со стороны полевого торцового уплотнения. Отсчет начинается от цифры «0» и далее ведется по счету по правой половине плоскости, затем с началом отсчета от «0» - по левой.

На крышке насоса отсчет горизонтальных линий начинается от плоскости разъема с буквы «а» и ведется вверх. Отсчет радиальных линий начинается от вертикальной плоскости со стороны полевого торцового уплотнения с цифры «0» и далее ведется по счету.

При дефектоскопии материала шпилек и анкерных болтов разметка наносится в виде меток мелом сверху вниз через каждые 30-60 мм (при малых размерах деталей размер сетки может быть уменьшен).

Диагностирование осуществляется на неработающем насосе независимо от величины остаточного давления.

По требованию специалистов неразрушающего контроля могут быть отвернуты гайки и снята крышка насоса. При диагностировании анкерных болтов насоса гайки также могут быть отвернуты.

Диагностирование насосов осуществляется сканированием датчика прибора (индикатора концентрации напряжений) вдоль горизонтальных линий разметки. При пересечении датчика цифровой и алфавитной сеток фиксируются и записываются максимальные значения напряженности магнитного поля рассеяния со знаком плюс или минус. Скачкообразное изменение величины напряженности магнитного поля с одновременным изменением знака указывает на концентрацию остаточных напряжений и является признаком возможного дефекта.

Схема нанесения разметок при магнитометрическом методе контроля и установки преобразователей акустической эмиссии (ПАЭ)

Рисунок 6.1

Зоны, где знаки значений напряженности магнитного поля рассеяния меняются, отмечаются мелом или краской. Если сумма абсолютных значений напряженности разноименных знаков, расположенных в районе одной или двух сеток, составляет 200-450 А/м, то эти зоны подлежат дефектоскопии ультразвуковым, магнитопорошковым, капиллярным методами в соответствии с приложениями Н, П, Р и могут быть дополнены другими методами неразрушающего контроля с целью выявления дефектов в виде трещин, разрывов и пр.

Зоны, где сумма абсолютных значений напряженности магнитного поля превышает 450 А/м, и в которых не обнаружены дефекты ультразвуковым, магнитопорошковым и капиллярным методами контроля, должны в дальнейшем диагностироваться магнитометрическим и другими методами неразрушающего контроля повторно после наработки 4000 часов, но не реже чем через каждый год.

Форма акта по результатам магнитометрического контроля корпусных изделий приведена в приложении Ж.

6.2.3 Диагностирование корпусов насосов акустико-эмиссионным методом контроля осуществляется в следующей последовательности.

Преобразователи акустической эмиссии (ПАЭ) с предусилителями устанавливаются согласно рисунку 6.1:

- на крышке насоса, в зоне меридианного сечения наибольшего диаметра;

- на всасывающем и нагнетательном патрубках насоса на расстоянии 100-150 мм от сварных швов;

- на нижней части корпуса насоса.

При акустико-эмиссионном методе нагружение насоса должно проводиться плавно со скоростью, при которой не возникают интенсивные помехи (гидродинамические турбулентные явления при высокой скорости нагружения).

Для уменьшения уровня помех во время проведения контроля должны быть приостановлены все посторонние работы. Должно быть исключено передвижение автотранспорта, проведение сварочных и монтажных работ, работа подъемно-транспортных механизмов, расположенных рядом.

В процессе испытаний по требованию специалистов по АЭ диагностике допускаются незапланированные остановки нагружения насоса с выдержкой давления на достигнутом уровне для анализа ситуации, проверки чувствительности усилительных трактов аппаратуры с обязательной регистрацией момента и значения регистрируемых сигналов, изменения графика нагружения, и, при необходимости, проведения немедленного сброса давления.

В процессе диагностирования насоса рекомендуется непрерывно наблюдать на экране монитора обзорную картину АЭ излучения испытуемого объекта.

Испытания прекращаются досрочно, если регистрируемый источник АЭ достигнет сигнала, соответствующего классу IV (катастрофически активный источник). В этом случае насос должен быть немедленно разгружен, выяснен источник АЭ и оценена безопасность продолжения его диагностирования и эксплуатации.

При нагружении насоса внутренним давлением, его значение должно превышать рабочее давление Р_раб. (эксплуатационная нагрузка) не менее чем на 5-10%, при этом напряжение материала не должно превышать 0,8s_т в любой точке нагружаемого насоса и трубопроводов (s_т - минимальный предел текучести материала).

Обработка и анализ данных определяются системой классификации источников АЭ и критериями оценки результатов контроля и осуществляются в соответствии с приложением М.

Зоны, где выявлены акустические сигналы II, III, IV классов должны быть продиагностированы ультразвуковым, капиллярным, магнитопорошковым методами контроля в соответствии с приложениями Н, П, Р или другими методами с целью выявления дефектов.

6.3 Диагностирование корпусов вертикальных подпорных насосов

6.3.1 Диагностирование корпуса вертикального подпорного насоса осуществляется магнитометрическим методом в следующей последовательности с учетом методики, изложенной в приложении Л.

Для диагностирования вертикальный подпорный насос демонтируется (вынимается из стакана) и его полость освобождается от нефти.

Проводится разметка поверхности корпуса насоса. На рисунке 6.2 показан порядок нанесения разметки при проведении контроля.

Насос вертикальной плоскостью, проходящей через ось ротора и напорный патрубок делится на правую и левую стороны.

Насос подпорный вертикальный

Схема нанесения разметок при магнитометрическом методе контроля

Рисунок 6.2

На каждую часть насоса наносится сетка. Отсчет вертикальных линий ведется цифровым обозначением от цифры «0» и начинается со стороны напорного патрубка.

Отсчет горизонтальных линий ведется буквенным обозначением и начинается с верхней зоны каждой части насоса.

Диагностирование насоса осуществляется без нагружения его давлением.

Диагностирование корпуса насоса может осуществляться без его разборки. Корпусные части насоса: напорный патрубок, секция, переводной канал, спиральный отвод диагностируются раздельно.

При проведении контроля корпуса насоса должно быть учтено, что потенциальными концентраторами напряжений являются переходы к фланцам на напорном патрубке, переводном канале, спиральном отводе, секции насоса.

Анкерные болты и шпильки, соединяющие корпусные детали насоса, подвергаются магнитометрическому контролю.

Критерии необходимости контроля вертикального подпорного насоса другими дополнительными методами НК на основании результатов магнитометрического контроля приведены в п. 6.2.2.

6.3.2 Диагностирование приемного стакана вертикального подпорного насоса магнитометрическим методом осуществляется согласно приложению Л.

Перед диагностированием приемный стакан подпорного насоса заглушается от всасывающего нефтепровода, нефть откачивается. Стакан очищается от нефти и наносится разметка на внутреннюю поверхность приемного стакана.

Стакан вертикальной плоскостью, проходящей через ось приемного патрубка, делится на правую и левую стороны. На каждую часть наносится сетка. Отсчет вертикальных линий начинается со стороны приемного патрубка и ведется цифровым обозначением от цифры «0».

Отсчет горизонтальных линий ведется буквенным обозначением и начинается от верхнего фланца стакана.

При диагностировании приемного стакана должно быть учтено, что потенциальными концентраторами напряжений являются переходы к корпусу на приемном патрубке и на днище.

Критерии необходимости контроля стакана другими методами НК на основании результатов магнитометрического контроля приведены в таблице 5.1.

6.3.3 Диагностирование стакана акустико-эмиссионным методом контроля осуществляется в соответствии с требованиями, изложенными в приложении М.

При этом стакан должен быть заглушен сферическим днищем с толщиной стенки не менее фактической толщины стенки стакана. Нагружение насоса должно проводиться водой.

Зоны, где выявлены акустические сигналы II, III, IV классов, должны быть продиагностированы ультразвуковым, капиллярным, магнитопорошковым методами контроля в соответствии с приложениями Н, П, Р или другими методами с целью выявления дефектов.

6.4 Измерение толщины стенки корпуса насоса и твердости материала

6.4.1 Для контроля конструктивных параметров и свойств материала элементов насоса осуществляются измерения толщины стенок и твердости металла в соответствии с приложениями Н, У.

6.4.2 Измерения толщины стенок и твердости металла корпусов насосов осуществляются в местах с концентраторами напряжений или источников сигналов АЭ II, III, IV классов. Кроме этого, измерения выполняются:

- на крышке магистрального насоса - не менее чем в 2-х зонах;

- на основании корпуса магистрального насоса - не менее чем в 5 зонах, включая по одному замеру в нижней части корпуса со стороны приемного и нагнетательного патрубков;

- на вертикальных подпорных насосах - не менее чем в 3-х зонах на каждой части корпуса насоса;

- на приемном стакане вертикального подпорного насоса - не менее чем в 3-х зонах на днище, 4-х зонах на цилиндрической части стакана, 2-х зонах на приемном патрубке.

6.4.3 Измерение толщины стенки и твердости элементов насоса осуществляется также в зонах, где при визуальном контроле обнаружено уменьшение толщины стенок от абразивного, эрозионного или коррозионного фактора воздействия.

6.5 Валы

6.5.1 Техническому обследованию подлежат валы: магистральных и подпорных насосов, насосов откачки утечек (в дальнейшем валы), выработавшие свой ресурс или имеющие наработку более 50 тысяч часов с устраненными допустимыми дефектами (для валов магистральных насосов); подвергавшиеся в эксплуатации чрезмерным нагрузкам (большое число пусков, мощность насоса значительно больше номинальной); если при диагностических контролях были обнаружены допустимые дефекты согласно критериям, приведенным в РД 153-39ТН-010-96 «Дефектоскопия валов магистральных нефтяных насосов. Методика и технология».

6.5.2 При определении остаточного ресурса вала проводят:

- сбор имеющейся информации об эксплуатационных режимах, наработках, количестве пусков и нагрузках валов за период эксплуатации на момент обследования;

- визуальный и измерительный контроль;

- анализ предыдущих дефектоскопических контролей неразрушающими методами;

- выбор средств и методов дефектоскопического контроля (при необходимости);

- подготовку контрольных образцов для настройки дефектоскопов.

При визуальном осмотре и измерительном контроле валов необходимо проверить отсутствие следующих неисправностей: трещин, искривлений геометрической оси, скручивания, износа посадочных поверхностей, износа шпоночных канавок или шлицов.

По результатам полученной информации составляется программа (план) проведения дефектоскопического контроля конкретного вала, включающая таблицы с указанием элементов и участков (зон) контроля вала, наиболее предрасположенных к появлению повреждений или дефектов вала.

Контроль вала заключается в последовательном дефектоскопическом контроле его элементов методами и средствами, приведенными в приложениях Н, Р, С.

Зоны, методы и объем контроля валов подпорных насосов, водяных насосов, насосов откачки утечек и других устанавливаются по аналогии, представленной в руководящем документе РД 153-39ТН-010-96.

6.5.3 При неразрушающем контроле валов насосов с применением визуального и измерительного, ультразвукового, вихретокового и магнитопорошкового методов выявляются поверхностные, подповерхностные и внутренние дефекты: трещины, раковины, забоины, риски, следы фреттинга, недопустимые металлургические дефекты и другие нарушения сплошности материала.

Контролируются поверхности вала под рабочим колесом и полумуфтой; в местах расположения галтелей, проточек, резьбы, шпоночных пазов, перехода прямолинейного участка боковой стенки шпоночного паза к цилиндрическому участку и дна к боковой стенке.

6.5.4 Визуальный контроль проводится с применением оптических приборов или невооруженным глазом и позволяет выявлять поверхностные дефекты (крупные трещины, задиры, следы фреттинг-коррозии и т. д.).

Особое внимание необходимо уделять местам наибольшей концентрации напряжений: шпоночным пазам, проточкам, переходам с одного диаметра на другой, резьбам.

6.5.5 Вихретоковый контроль валов проводится после визуального контроля с целью выявления поверхностных и подповерхностных дефектов в районе шпоночных пазов, проточек, резьб (трещины усталости, забоины, риски, поверхностные трещины как следствие некондиционности материала и металлургических дефектов).

6.5.6 Ультразвуковой контроль позволяет выявлять внутренние и подповерхностные дефекты в виде трещин валов по всей длине в наиболее опасных сечениях кроме шпоночных пазов.

6.5.7 Магнитопорошковый и капиллярный методы применяются по усмотрению дефектоскописта для уточнения характера и размеров дефектов.

6.5.8 Периодичность дефектоскопического контроля валов нефтяных насосов устанавливается от момента освидетельствования в зависимости от нагрузки и количества пусков насоса на 1000 часов наработки и приведена в таблице 6.2.

Таблица 6.2

Периодичность освидетельствования валов нефтяных насосов

Средняя мощность насоса определяется по формуле

                                                                                                 (6.1)

где N_i - измеренная мощность;

t_i - интервал времени, когда насос работал с этой мощностью;

Т_к - общее время работы насоса (наработки);

k - количество интервалов времени t_i работы насоса с мощностью N_i;

                                                                                                          (6.2)

Среднее количество пусков на 1000 часов работы насоса определяется по формуле

                                                                                                 (6.3)

где m_1000i - количество пусков на 1000 часов работы;

r - количество интервалов времени длительностью 1000 часов определяется по формуле

                                                                                                          (6.4)

где t - наработка вала.

6.5.9 Вал насоса считается работоспособным, если при проведении дефектоскопического контроля он не имеет дефектов или на нем были обнаружены допустимые дефекты, оговоренные в РД 153-39ТН-010-96.

При обнаружении трещин по галтелям, впадинам резьб, в переходах от одного диаметра вала к другому валы любого оборудования бракуются.

Валы с любыми дефектами (трещины, коррозионные язвы, трещины от фреттинга и пр.), обнаруженными при контроле валов оборудования и не устранимыми при ремонте, должны быть забракованы.

Дефектные шпоночные пазы допускается перерезать на большую ближайшую ширину согласно требований РД 153-39ТН-010-96.

6.6 Торцовые уплотнения

6.6.1 Обследование торцовых уплотнений проводится в объеме текущего ремонта насоса согласно РД 153-39ТН-008-96, а также в случае роста утечек или температуры.

6.6.2 Визуальный осмотр деталей уплотнения проводится при его разборке. Надрывы, порезы, каверны, пучения материала, деформация сечения уплотнительных манжет, облои не допускаются.

6.6.3 Рабочие поверхности контактных колец проверяются на шероховатость, наличие сколов и трещин. При значительном износе, растрескивании, задирах контактной поверхности колец пары трения они должны заменяться новыми. При незначительных царапинах, рисках должно производиться восстановление поверхности контактных колец притиркой.

Плоскостность пар трения рекомендуется контролировать плоскими стеклянными пластинами по ГОСТ 2923 по интерференции света. При отсутствии стеклянной пластины контроль плоскостности допускается производить поверочной лекальной линейкой по ГОСТ 8026 класса точности 0.

6.6.4 Пружины уплотнений не должны иметь выпучиваний, трещин. Взаимная не параллельность торцов пружины, а также их перекос относительно оси не должны превышать размеров, указанных в чертежах.

В уплотнениях типа ТМ высота пружин не должна отличаться более чем на 0,2 мм.

6.6.5 При ремонтах необходимо контролировать свободный ход аксиально-подвижной втулки в корпусе уплотнения.

6.7 Подшипники и подшипниковые узлы

6.7.1 Техническое состояние подшипников и подшипниковых узлов контролируется при проведении ремонтов насосов согласно РД 153-39ТН-008-96.

6.7.2 При росте температуры подшипников и увеличении вибрации насоса из-за возникающих дефектов в подшипниковых узлах, насос выводится в ремонт и выполняется контроль технического состояния всех элементов подшипникового узла.

Типовые критерии технического состояния подшипников, методы контроля и способы устранения дефектов приведены в таблице 6.3.

Таблица 6.3

Критерии технического состояния подшипников

6.7.3 Замер геометрических параметров подшипников качения производится по ГОСТ 520.

6.7.4 Посадку подшипников качения на вал и в корпус необходимо контролировать в соответствии с ГОСТ 3325.

6.7.5 При ремонте насоса должны контролироваться места посадок подшипников в корпус насоса. При отклонении соответствующих размеров от величин, указанных в технической документации, оборудование подлежит ремонту.

6.8 Муфты

6.8.1 Обследованию подлежат зубчатые и пластинчатые муфты магистральных и подпорных нефтяных насосных агрегатов.

6.8.2 Обследование технического состояния муфт проводят при выполнении ремонтных работ на насосных агрегатах в соответствии с РД 153-39ТН-008-96, а также при росте вибрации насосного агрегата из-за возникающих в муфтах дефектов или визуальном обнаружении неисправностей или их признаков.

6.8.3 Критерием предельного состояния зубчатых муфт является износ зубьев втулок или обоймы на делительном диаметре на величину, равную модулю зацепления.

Критериями отказов муфт являются:

- поломка хотя бы одного зуба обоймы или втулки, или обнаружение трещин;

- поломка хотя бы одного крепежного изделия.

6.8.4 При обследовании зубчатых муфт проверяется плотность посадки полумуфт, биение полумуфт, состояние зацепления, твердость зубьев втулок и обойм.

6.8.5 При признаках поверхностных и подповерхностных дефектов в районе шпоночных пазов и в зубьях выполняют дефектоскопический их контроль вихретоковым, капиллярным, магнитопорошковым методами. Контроль твердости зубьев втулок и обойм должен проводиться в соответствии с ГОСТ 9012 и ГОСТ 9013 и выполняется в случае обнаружения вмятин и значительного износа на их поверхности.

6.8.6 При обследовании технического состояния упругой пластинчатой муфты особому контролю подлежат многослойные пакеты упругих элементов. Трещины, остаточная деформация, чрезмерная вспученность пластин не допускаются.

6.8.7 На насосных агрегатах с пластинчатыми упругими муфтами не реже чем 1 раз в три года, а также при замене насоса и электродвигателя или их роторов необходимо измерять величину осевого сдвига ротора электродвигателя и, при необходимости, осуществить регулировку магнитных осей ротора и статора двигателя.

После оценки величины осевого сдвига ротора проконтролировать расстояние между торцами валов насоса и двигателя.

6.9 Вспомогательные насосы

6.9.1 Проводится контроль технических параметров (подачи, напора или давления) на соответствие паспортным характеристикам и техническим условиям в сроки, указанные в таблице 2.1.

6.9.2 При визуальном осмотре проверяется состояние узлов и деталей на наличие деформаций, трещин, коррозионно-эрозионного износа, забоин на плоскостях разъема корпуса, износа посадочных мест в корпусе.

6.9.3 Для выявления трещин в корпусных деталях и рабочих колесах используются методы неразрушающего контроля (ультразвуковой, магнитопорошковый, капиллярный) согласно приложений Н, П, Р.

6.9.4 В рабочих колесах погружных насосов типа НОУ 50-350, 12 НА-9´4; АХП 45/31, НВ 50/50 и секционных насосов типа ЦНС не допускаются трещины, сквозные раковины, эрозионный износ дисков и лопаток на внутренних поверхностях. Критерии технического состояния подшипников устанавливаются согласно таблице 6.1.

6.9.5 У секционных насосов типа ЦНС не допускаются смещение ротора в сторону всасывания более 3 мм и соответствующий износ элементов гидропяты.

6.9.6 Критерием предельного состояния вспомогательных центробежных насосов является снижение напора более чем на 10%.

6.9.7 Элементы зубчатых зацеплений шестеренных насосов не должны иметь выкрашиваний, износ внутренней поверхности корпуса и зубьев не должен превышать 0,2m от первоначального размера (где m - модуль зубчатого зацепления). Должна быть подвергнута визуальному контролю пружина предохранительного клапана и проверено срабатывание клапана на требуемое документацией давление.

6.9.8 Емкости сбора утечек обследуются аналогично стаканам вертикальных подпорных насосов (раздел 6.3).

6.10 Рабочие колеса

Контроль технического состояния рабочих колес производится в объеме среднего ремонта согласно РД 153-39ТН-008-96.

Типовые критерии технического состояния рабочих колес приведены в таблице 6.4.

Таблица 6.4

Типовые критерии технического состояния рабочих колес

6.11 Оценка технического состояния насосов по результатам контроля и расчетов на прочность. Продление ресурса

6.11.1 По результатам диагностирования и дефектоскопии материала элементов насосов неразрушающими методами контроля проводится оценка их технического состояния, выполняются расчеты на прочность.

6.11.2 Насосы, в которых выявлены недопустимые дефекты, признаются непригодными для эксплуатации и должны быть направлены в ремонт или списаны.

6.11.3 Насосы, не имеющие дефектов и имеющие дефекты с допустимыми размерами, признаются годными к дальнейшей эксплуатации, но их корпуса должны быть проверены на прочность и оценены показатели надежности составных частей изделия.

6.11.4 Для корпуса насоса выполняются расчеты на прочность с учетом фактических значений параметров, полученных при диагностировании, в т. ч.:

- толщины стенок (минимальное значение) - d_ф;

- предела прочности и предела текучести, которые определяются по значениям твердости материала.

По результатам полученных значений d_ф, s_в, s_т осуществляется расчёт на прочность элементов насоса, в первую очередь спирального отвода, и контроль соблюдения допускаемых напряжений согласно выражений (13.2) и (13.3).

Расчет на прочность спиральных отводов и шпилек, которые являются наиболее нагруженными элементами выполняют по формулам, представленным в разделе 13.

Если при расчетах фактические напряжения превышают допускаемые, то насос должен быть снят с эксплуатации или должны быть снижены разрешенное рабочее давление или нагрузка с перерасчетом напряжений.

При необходимости выполненные расчеты на прочность корпусов оборудования могут быть дополнены в соответствии с [1], [2], [3], [4] приложения Ю, ГОСТ 14249, ГОСТ 25221.

6.11.5. Для корпусов насосов продление ресурса определяют на основе фактически полученных величин утонения стенок и свойств материала с учетом скорости коррозионно-эрозионного износа, малоцикловых нагружений, статистических данных о показателях надежности, интенсивности роста вибрации (разделы 13.3; 13.4; 13.5).

За цикл нагружения считается изменение нагрузки от начального (при неработающем насосе) до максимального (при включении насоса) и возвращение к исходному значению - при отключении насоса.

При последовательном включении нескольких насосов за цикл нагружения насоса считается также изменение его нагружения за счет воздействия другого насоса при его включении и отключении.

6.11.6. Продление ресурса подшипников, муфт, торцовых уплотнений осуществляется по результатам контроля их технического состояния при проведении ремонтных работ согласно РД 153-39ТН-008-96, а также по скорости роста вибрации насосного агрегата (раздел 13.4) и данным о показателях надежности. В последнем случае определяется гамма-процентный остаточный ресурс, ресурс с задаваемой в процентах вероятностью того, что в течение суммарной наработки (ресурса) предельное состояние оборудованием не будет достигнуто (раздел 13.5).

6.11.7. Продление ресурса валов насосов осуществляется в соответствии с РД 153-39ТН-010-96 с учетом результатов обследования их технического состояния согласно п. 6.5.

7 МЕТОДИКА ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЯ ФИЛЬТРОВ - ГРЯЗЕУЛОВИТЕЛЕЙ

7.1 Общие положения

7.1.1 В процессе освидетельствования проверяется техническое состояния основного металла и сварных швов корпусов патрубков фильтров-грязеуловителей и целостность конструкции фильтрующих элементов.

7.1.2 Освидетельствованию должны предшествовать визуальный контроль. При этом должно быть обращено внимание на возможные утечки, трещины на корпусе фильтра-грязеуловителя, на деформации и поломку связей фильтрующего элемента.

7.1.3 По результатам визуального контроля и оценки работоспособности оборудования определяется объем работ по диагностированию корпусов фильтров-грязеуловителей, фильтрующих элементов и их деталей.

7.1.4 Диагностирование корпуса осуществляется магнитометрическим или акустико-эмиссионным методами (приложения Л, М).

7.2 Визуальный и измерительный контроль корпусов фильтров-грязеуловителей

7.2.1 Визуальному и измерительному контролю подлежат все сварные соединения и наружная поверхность корпуса фильтра-грязеуловителя с целью выявления дефектов:

- трещин любого вида и направления;

- наплавов, прожогов, незаплавленных кратеров;

- подрезов;

- свищей и пористости наружной поверхности шва.

7.2.2 Проверяются состояние поверхностей соединения корпуса фильтра с крышкой, фланцевых соединений патрубков фильтра с трубопроводами, плотность прилегания опор корпуса фильтра к фундаменту.

7.2.3 Обнаруженные дефекты фиксируются в журналах с указанием места и размеров дефекта.

7.2.4 После окончания визуального и измерительного контроля осуществляется неразрушающий контроль корпуса фильтра-грязеуловителя.

7.3 Диагностирование элементов фильтров-грязеуловителей магнитометрическим методом контроля

7.3.1 Магнитометрический метод контроля осуществляется измерением напряженности магнитного поля рассеяния Н_р. Резкое изменение значений Н_р указывает на концентрацию напряжений в обнаруженной зоне, которая может быть вызвана наличием трещины, утоньшением стенки, изгибными моментами, вмятинами и др.

7.3.2 Диагностирование корпуса осуществляют в последовательности, изложенной в приложении Л.

7.3.3 На поверхности фильтра наносится разметка. На рисунке 7.1 показан порядок нанесения сетки на корпус фильтра-грязеуловителя.

а) фильтр-грязеуловитель на входе подпорного насоса

б) фильтр-грязеуловитель на входе НПС

Схема нанесения разметки при магнитометрическом методе контроля

Рисунок 7.1

Вертикальной плоскостью, проходящей через оси патрубков, фильтр делится на правую и левую стороны. На каждую из сторон корпуса и крышки наносится сетка. На корпусе фильтра горизонтальные линии наносятся от плоскости разъема и заканчиваются на нижней части. Отсчет начинается от буквы «а» и далее ведется согласно алфавиту.

Вертикальные линии наносятся, начиная от вертикальной плоскости сечения входного патрубка. Отсчет вертикальных линий на корпусе и радиальных на крышке фильтра-грязеуловителя начинается со стороны входного патрубка.

7.3.4 При проведении контроля магнитометрическим методом поверхность фильтра должна быть очищена от загрязнений. Зачистка металла и какая-нибудь подготовка поверхности не требуется.

7.3.5 Диагностирование осуществляется сканированием датчика прибора (индикатора концентрации напряжений) вдоль горизонтальных линий разметки поверхности объекта контроля. При пересечении датчика цифровой и алфавитной сеток фиксируются и записываются максимальные значения напряженности магнитного поля рассеяния со знаком плюс или минус. Скачкообразное изменение величины напряженности магнитного поля с одновременным изменением знака указывает на концентрацию остаточных напряжений.

7.3.6 Выделяются зоны, где знаки значений напряженности магнитного поля рассеяния меняются два и более раза и сумма абсолютных значений напряженности с разноименными знаками, расположенные рядом в районе одной или двух сеток, отличаются на величину, более 180 А/м. Эти зоны подлежат диагностированию ультразвуковым, магнитопорошковым, капиллярным или другими методами неразрушающего контроля с целью выявления дефектов.

7.3.7 Зоны, где сумма абсолютных значений напряженности магнитного поля разноименных знаков превышает 350 А/м и в которых не обнаружены дефекты ультразвуковым, магнитопорошковым и капиллярным методами контроля, должны быть подвергнуты очередному диагностированию не позднее, чем через год.

7.3.8 При проведении контроля должно быть учтено, что потенциальными концентраторами напряжений являются места перехода корпуса к патрубкам, области сварных швов патрубков и трубопроводов.

7.4 Диагностирование фильтров-грязеуловителей акустико-эмиссионным методом контроля

7.4.1 Диагностирование фильтров-грязеуловителей акустико-эмиссионным методом осуществляется в последовательности, изложенной в приложении М.

7.4.2 При АЭ методе контроля ПАЭ устанавливаются на середине корпуса; на крышке; на патрубках фильтра-грязеуловителя на расстоянии 50-100 мм от сварных швов.

7.4.3 При диагностировании нагружение фильтра должно проводиться плавно со скоростью, при которой не возникают интенсивные помехи (гидродинамические турбулентные явления).

7.4.4 Для уменьшения уровня помех во время проведения контроля должны быть приостановлены все посторонние работы. Должно быть исключено передвижение автотранспорта, проведение сварочных и монтажных работ, работа подъемно-транспортных механизмов, расположенных рядом.

7.4.5 Нагружения прекращаются досрочно, если регистрируемый сигнал акустической эмиссии относится к IV классу (катастрофически активный источник). В этом случае фильтр должен быть немедленно разгружен, выяснен источник АЭ и оценена безопасность продолжения испытаний.

7.4.7 При нагружении фильтра внутренним давлением, его значение должно превышать рабочее давление Р_раб. (эксплуатационная нагрузка) не менее чем на 5-10%, при этом напряжение материала на фильтре и трубопроводах не должно превышать 0,8s_т (s_т - минимальный предел текучести материала).

7.4.8 Места с источниками АЭ II, III, IV классов (активный, критически активный и катастрофически активный источники) должны быть продиагностированы ультразвуковым, магнитопорошковым, капиллярным или другими методами неразрушающего контроля.

7.5 Диагностирование фильтров-грязеуловителей ультразвуковым, магнитопорошковым и капиллярным методами контроля

7.5.1 Диагностирование корпусов фильтров-грязеуловителей ультразвуковым, магнитопорошковым, капиллярным методами контроля осуществляется в соответствии с приложениями Н, П, Р.

7.5.2 В таблицах 5.1, 5.2, 5.3 приведены нормы допустимых дефектов для корпусных деталей и сварных швов оборудования.

7.5.3 Выявленные трещины должны контролироваться ультразвуковым методом для определения размеров распространения их в глубину и остаточной толщины корпуса, непораженного трещиной.

7.5.4 Оборудование, в котором обнаружены дефекты с размерами, превышающими допустимые значения, забраковывается и должно быть выведено из эксплуатации.

7.6 Измерение толщины стенок и твердости металла

7.6.1 Для контроля конструктивных параметров и свойств материала корпуса фильтра-грязеуловителя осуществляется измерение толщины стенок, твердости металла в соответствии с приложениями Н, У.

7.6.2 Измерения толщины стенок и твердости металла корпуса осуществляются в местах с концентраторами напряжений или источников сигналов АЭ II, III, IV классов. Измерения выполняются:

- на крышке фильтра-грязеуловителя - не менее чем в 2-х точках;

- на корпусе фильтра-грязеуловителя - не менее чем в 4-х точках;

- на входном и выходном патрубках - не менее чем в 2-х точках.

При этом выбирают места, где наибольшая вероятность коррозии, а именно, в нижней части корпуса и патрубков.

7.6.3 Измерение толщины стенки и твердости металла корпуса осуществляется также в зонах, где при визуальном и ультразвуковом контролях обнаружено уменьшение толщины стенок (в частности, от абразивного или коррозионного воздействия).

7.7 Контроль фильтрующего элемента и шпилек

7.7.1 При освидетельствовании фильтра-грязеуловителя должна быть выполнена оценка технического состояния фильтрующего элемента.

Оценка технического состояния фильтрующего элемента должна проводиться в соответствии с требованиями по контролю работоспособности фильтра-грязеуловителя согласно РД 153-39ТН-008-96. Дополнительно оценивается техническое состояние фильтрующего элемента на целостность его конструкции. Поломка или деформация силовых связей между отверстиями в фильтрующем элементе не допускается.

7.7.2 Визуальному контролю подлежит корпус фильтрующего элемента. Трещины, деформации материала не допускаются.

Проверяется плотность установки фильтрующего элемента в корпусе. Протечки нефти, минуя фильтрующий элемент не допускаются.

7.7.3 Визуальному контролю подлежат шпильки крепления крышки к корпусу. При выявлении трещин, срыва резьбы, шпильки бракуются.

7.8 Оценка технического состояния корпусов фильтров-грязеуловителей по результатам контроля

7.8.1 По результатам диагностирования фильтра-грязеуловителя неразрушающими методами контроля проводится оценка технического состояния, выполняются расчеты на прочность и прогнозируется остаточный ресурс с учетом воздействия коррозии.

7.8.2 Фильтры-грязеуловители, в которых выявлены недопустимые дефекты, признаются непригодными и должны быть сняты с эксплуатации и направлены в ремонт. После ремонта проводится внеочередное повторное обследование и освидетельствование.

Фильтры-грязеуловители, не имеющие дефектов или имеющие дефекты с допустимыми размерами, признаются годными к дальнейшей эксплуатации.

7.8.3 По результатам полученных в процессе диагностирования значений d_ф, s_в, s_т осуществляется расчёт на прочность наиболее опасных участков корпуса фильтра и расчет на малоцикловые нагружения с учетом размеров и формы обнаруженных дефектов по выражениям (13.23) и (13.25).

Если величина измеренной толщины стенки меньше расчетной минимально допустимой или число допустимых расчетных циклов меньше количества циклов, необходимых для удовлетворения прогнозируемого ресурса, то фильтр-грязеуловитель должен быть снят с эксплуатации или расчетным образом определено максимально допустимое (разрешенное) рабочее давление.

7.8.4 При расчете остаточного ресурса на малоцикловые нагружения, для фильтров-грязеуловителей, расположенных на входе станции, циклом считается включение-остановка станции (обследуемой или предыдущей), пуск-остановка магистрального насосного агрегата на предыдущей станции. Для фильтров-грязеуловителей, которые расположены после резервуаров перед подпорными насосами, где отсутствуют «броски» давления более 0,4Р_нач, не требуется проводить расчеты на малоцикловые нагружения.

8 МЕТОДИКА ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЯ КОРПУСОВ ЗАСЛОНОК

8.1 Общие положения

8.1.1 Освидетельствование заслонок (оборудования блока регулятора давления) включает работы по проверке работоспособности отдельных составных частей - привода, редуктора, заслонки, рамы.

8.1.2 Периодичность и объем работ при оценке работоспособности должны соответствовать требованиям РД 153-39ТН-008-96.

8.1.3 Освидетельствованию должны предшествовать визуальный контроль. При этом должно быть обращено внимание на возможные утечки, трещины на раме, корпусе редуктора, корпусе заслонки, рычаге, на деформации силовых элементов изделия в целом.

При выполнении ремонта с разборкой необходимо выполнить контроль состояния оси и поворотного диска заслонки, деталей уплотнений. Их деформация или износ поверхности на величину большую, чем указано в документации, не допускается.

Элементы редуктора проверяются на наличие трещин, износа, люфтов в соединении.

8.1.4 По результатам визуального контроля и оценки работоспособности изделия определяется объем работ по диагностированию и дефектоскопии корпусов заслонок и отдельных их деталей.

8.1.5 Диагностирование корпуса осуществляется магнитометрическим или акустико-эмиссионным методами (приложения Л, М).

Дефектоскопия деталей зубчатых передач, осей, рычага, рамы проводится одним из следующих методов: ультразвуковым, вихретоковым, магнитопорошковым, капиллярным, радиационным. Для уточнения факта наличия дефекта или его характера и величины, могут применяться несколько методов.

8.2 Диагностирование корпусов заслонок магнитометрическим методом контроля

8.2.1 Поверхность заслонок должна быть очищена от слоя грязи и масла. Зачистка металла и какая-нибудь подготовка поверхности не требуется.

8.2.2 Для диагностирования заслонок на их поверхности наносится разметка в следующей последовательности. Заслонка вертикальной плоскостью, проходящей через ось, делится на правую и левую стороны. Отсчет горизонтальных линий ведется буквенным обозначением от буквы «а» и начинается с верхней части и далее ведется согласно алфавиту. Отсчет вертикальных линий ведется цифровым обозначением и начинается от входного патрубка заслонки.

8.2.3 Диагностирование заслонок может осуществляться независимо от величины рабочего давления.

8.2.4 Диагностирование осуществляется сканированием датчика прибора (индикатора концентрации напряжений) вдоль горизонтальных линий разметки поверхности объекта контроля. При пересечении датчиком цифровой и алфавитной сеток фиксируются и записываются максимальные значения напряженности магнитного поля рассеяния со знаком плюс или минус. Скачкообразное изменение величины напряженности магнитного поля с одновременным изменением знака указывает на концентрацию остаточных напряжений и является признаком возможного дефекта.

8.2.5 Зоны, где знаки значений напряженности магнитного поля рассеяния меняются два и более раза, отмечаются мелом или краской. Если сумма абсолютных значений напряженности разноименных знаков, расположенных рядом в районе одной или двух сеток, составляет 180-350 А/м, то эти зоны подлежат диагностированию ультразвуковым, магнитопорошковым, капиллярным или другими методами неразрушающего контроля с целью выявления дефектов в виде трещин, разрывов и др.

Зоны, где сумма абсолютных значений напряженности магнитного поля превышает 350 А/м и в которых не обнаружены дефекты ультразвуковым, магнитопорошковым и капиллярным методами контроля, должны диагностироваться в дальнейшем магнитометрическим и другими методами НК не реже чем один раз в год.

8.2.6 При проведении контроля должно быть учтено, что потенциальными концентраторами напряжений, являются области сварных швов патрубков заслонки с трубопроводами.

8.3 Диагностирование корпусов заслонок акустико-эмиссионным методом контроля

8.3.1 Преобразователи акустической эмиссии (ПАЭ) с предусилителями устанавливаются на середине корпуса, на патрубках на расстоянии 30-50 мм от сварных швов.

8.3.2 При диагностировании нагружение заслонки должно проводиться плавно со скоростью, при которой не возникают интенсивные помехи (гидродинамические турбулентные явления при высокой скорости нагружения).

8.3.3 Для уменьшения уровня помех во время проведения контроля должны быть приостановлены все посторонние работы. Должно быть исключено передвижение автотранспорта, проведение сварочных и монтажных работ, работа подъемно-транспортных механизмов, расположенных рядом.

8.3.4 В процессе испытаний по требованию специалистов по АЭ диагностике допускаются незапланированные остановки нагружения с выдержкой давления на достигнутом уровне для анализа ситуации, проверки чувствительности усилительных трактов аппаратуры с обязательной регистрацией момента и значения регистрируемых сигналов, изменения графика нагружения, и, при необходимости, проведения немедленного сброса давления.

В процессе диагностирования заслонки рекомендуется непрерывно наблюдать на экране монитора обзорную картину АЭ излучения испытуемой заслонки.

8.3.5 Испытания прекращаются досрочно, если регистрируемый источник АЭ достигнет сигнала, соответствующего классу IV (катастрофически активный источник). В этом случае заслонка должна быть немедленно разгружена, выяснен источник АЭ и оценена безопасность продолжения ее диагностирования и эксплуатации.

8.3.6 При нагружении заслонки внутренним давлением, его значение должно превышать рабочее давление Р_раб. (эксплуатационная нагрузка) не менее чем на 5-10%, напряжение материала на заслонке и трубопроводах не должно превышать 0,8 s_т (s_т - минимальный предел текучести материала).

8.3.7 Зоны с источниками АЭ II, III, IV классов (активный, критически активный и катастрофически активный источники) при акустико-эмиссионном методе контроля должны быть дополнительно продиагностированы ультразвуковым, капиллярным, магнитопорошковым или радиационным методами неразрушающего контроля для выявления мест и границ возможных дефектов.

8.4 Диагностирование корпусов заслонок ультразвуковым, магнитопорошковым, капиллярным методами контроля

8.4.1 Диагностирование корпусов заслонок ультразвуковым, магнитопорошковым, капиллярным методами контроля осуществляется в соответствии с приложениями Н, П, Р.

8.4.2 В таблицах 5.1, 5.2, 5.3 приведены нормы допустимых дефектов для корпусных деталей и сварных швов оборудования.

8.4.3 Выявленные трещины должны контролироваться ультразвуковым методом для определения размеров распространения их в глубину и остаточной толщины корпуса, непораженного трещиной.

8.4.4 Оборудование, в котором обнаружены дефекты с размерами, превышающими допустимые значения, забраковывается и должно быть выведено из эксплуатации.

8.5 Измерение толщины стенок и твердости металла

8.5.1 Для контроля конструктивных параметров и свойств материала осуществляются измерения толщины стенок, твердости металла в соответствии с приложениями Н, У.

8.5.2 Измерения толщины стенок и твердости металла осуществляются в местах с концентраторами напряжений или источников сигналов АЭ II, III, IV классов. Измерения выполняются на корпусе заслонки не менее чем в 4-х зонах.

8.5.3 Измерение толщины стенки и твердости осуществляется также в зонах, где при визуальном контроле обнаружено уменьшение толщины стенок от абразивного, эрозионного или коррозионного фактора воздействия.

8.6 Оценка технического состояния заслонок по результатам контроля и определение остаточного ресурса

8.6.1 Заслонки, в которых выявлены недопустимые дефекты, признаются непригодными и должны быть сняты с эксплуатации и направлены в ремонт.

8.6.2 Заслонки, не имеющие дефектов и имеющие дефекты с допустимыми размерами, признаются годными к дальнейшей эксплуатации, но их корпуса должны быть проверены на прочность и рассчитаны по малоцикловым нагружениям.

8.6.3 Циклом нагружения считается изменение давления на заслонке от начального (при неработающем насосе) до максимального (при включенном и работающем насосе), а также возврат к исходному значению давления (при выключении насоса).

8.6.4 Включение насоса параллельно с работающим насосом и его отключение, при котором изменение давления на заслонке составляет менее 15% от давления, создаваемого работающим насосом, за цикл не считается.

8.6.5 Включение в работу насоса последовательно с рабочим насосом и последующим его отключением считается за цикл.

8.6.6 Методика расчета на прочность корпуса заслонки и оценка остаточного ресурса по малоцикловым нагружениям приведены в разделе 13.

9 МЕТОДИКА ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЯ ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫХ КЛАПАНОВ

9.1 Общие положения

9.1.1 Освидетельствование предохранительных клапанов включает работы по проверке работоспособности изделия в целом, а также его составных частей. Периодичность и объем работ по оценке работоспособности клапанов должны соответствовать требованиям РД 153-39ТН-008-96.

9.1.2 При проведении освидетельствования предохранительных клапанов должны соблюдаться требования ПБ 10-115-96.

9.1.3 Освидетельствованию должен предшествовать визуальный контроль. При этом должно быть обращено внимание на возможные утечки, трещины на корпусе предохранительного клапана. Должен быть выполнен контроль уплотнительных поверхностей клапанов и технического состояния пружин.

9.1.4 Пружины не должны иметь вмятин, забоин и т. п. Опорные поверхности пружины обязаны быть плоскими на длине не менее ¾ витка. Пружины с трещинами отбраковываются. Испытание пружин заключается в трехкратном сжатии статической нагрузкой, вызывающей максимальный прогиб, с целью выявления остаточной деформации и сжатии статической нагрузкой, равной максимальной рабочей нагрузке, с одновременным контролем величины сжатия пружины.

9.1.5 По результатам визуального контроля и оценки работоспособности оборудования определяется объем работ по диагностированию и дефектоскопии корпусов и отдельных деталей предохранительных клапанов.

9.1.6 Диагностирование корпуса осуществляется магнитометрическим или акустико-эмиссионным методами (приложения Л, М).

9.2 Диагностирование предохранительных клапанов магнитометрическим методом контроля

9.2.1 Магнитометрическим методом контроля осуществляется измерение напряженности магнитного поля рассеяния Н_р, которая позволяет оценить напряженно-деформированное состояние и выявить зоны (области) концентрации напряжений.

Потенциальными концентраторами механических напряжений корпусов предохранительных клапанов являются места переходов корпусов к патрубкам и сварные соединения корпусов клапанов.

9.2.2 Диагностирование осуществляется сканированием датчика прибора (индикатора концентрации напряжений) вдоль горизонтальных линий разметки объекта контроля. При пересечении датчика вертикальных линий разметок фиксируются и записываются максимальные значения напряженности магнитного поля рассеяния со знаком плюс или минус. Скачкообразное изменение величины напряженности магнитного поля с одновременным изменением его знака указывает на концентрацию напряжений.

9.2.3 Зоны, где сумма абсолютных значений напряженности Н_р разноименных знаков, расположенных рядом в районе одной или двух сеток, составляет более 200 А/м, подлежат диагностированию ультразвуковым, магнитопорошковым (капиллярным) или другими методами неразрушающего контроля, предусмотренными данным документом.

9.2.4 Зоны, где сумма абсолютных значений напряженности магнитного поля разноименных знаков превышает 370 А/м и в которых не обнаружены дефекты ультразвуковым, магнитопорошковым, капиллярным или иными методами неразрушающего контроля, должны быть подвергнуты очередному диагностированию не позднее чем через год.

9.3 Диагностирование предохранительных клапанов акустико-эмиссионным методом контроля

9.3.1 Акустико-эмиссионный (АЭ) метод контроля позволяет обнаруживать и регистрировать акустические сигналы, возникающие при развитии (росте) дефектов (трещин).

Метод АЭ позволяет классифицировать дефекты не по размерам, а по степени их опасности.

9.3.2 Преобразователи акустической эмиссии (ПАЭ) при АЭ методе контроля устанавливаются на корпусе и крышке предохранительного клапана.

Нагружение клапана должно проводиться плавно со скоростью, при которой не возникают интенсивные помехи (гидродинамические турбулентные явления).

9.3.3 При диагностировании АЭ методом должно быть исключено влияние помех, которые могут возникать при передвижении автотранспорта, проведении сварочных и монтажных работ, работе подъемно-транспортных механизмов, расположенных рядом.

9.3.4 При нагружении клапана максимальное (испытательное) давление должно превышать разрешенное рабочее не менее, чем на 5-10%, но при этом напряжение в стенке корпуса и трубопроводах не должно превышать 0,8s_т.

9.3.5 Места (зоны) с источниками акустической эмиссии II, III, IV классов (активный, критически активный и катастрофически активный источники) подлежат неразрушающему контролю ультразвуковым, магнитопорошковым (или капиллярным) методами неразрушающего контроля или другими методами НК, предусмотренными НТД и согласованными Госгортехнадзором России.

9.3.6 Испытания прекращаются при обнаружении источника акустической эмиссии IV класса (катастрофически активный источник), клапан разгружается, анализируется и оценивается возможность продолжения или прекращения испытаний.

9.4 Дефектоскопия корпусов предохранительных клапанов ультразвуковым, магнитопорошковым, капиллярным методами контроля

9.4.1 Дефектоскопия корпусов предохранительных клапанов ультразвуковым, магнитопорошковым, капиллярным методами контроля осуществляется в соответствии с приложениями Н, П, Р.

9.4.2 В таблицах 5.1, 5.2, 5.3 приведены нормы допустимых дефектов для корпусных деталей и сварных швов оборудования.

9.4.3 Выявленные трещины должны контролироваться ультразвуковым методом для определения размеров распространения их в глубину и остаточной толщины корпуса, непораженного трещиной.

9.4.4 Оборудование, в котором обнаружены дефекты с размерами, превышающими допустимые значения, забраковывается и должно быть выведено из эксплуатации.

9.5 Измерение толщины стенок и твердости металла

9.5.1 Для контроля конструктивных параметров и свойств материала осуществляются измерения толщины стенок, твердости металла корпусов предохранительных клапанов.

9.5.2 Измерения толщины стенок и твердости металла осуществляются в зонах концентрации напряжений или в местах с источниками сигналов АЭ II, III, IV классов. Измерения выполняются:

на корпусе предохранительного клапана - не менее чем в 4-х точках, в том числе на каждом патрубке - не менее одного.

9.5.3 Измерение толщины стенки и твердости осуществляется также в зонах, где при визуальном или ультразвуковом контроле обнаружено уменьшение толщины стенок от абразивного, эрозионного или коррозионного фактора воздействия.

9.6 Оценка технического состояния предохранительных клапанов по результатам контроля, расчеты на прочность

9.6.1 По результатам диагностирования предохранительных клапанов неразрушающими методами контроля производится оценка технического состояния, выполняются расчеты на прочность.

Предохранительные клапаны, в которых выявлены недопустимые дефекты, признаются непригодными и должны быть сняты с эксплуатации и направлены в ремонт.

9.6.2 Предохранительные клапаны, не имеющие дефектов и имеющие дефекты с допустимыми размерами, признаются годными к дальнейшей эксплуатации и их корпуса должны быть рассчитаны на прочность.

9.6.3 При обнаружении утонения стенок на 10% относительно номинального значения выполняются расчеты на прочность с учетом фактических значений параметров, полученных при освидетельствовании, в т. ч.:

- толщины стенок (минимальное значение) - d_ф;

- предела прочности и предела текучести, которые пересчитываются по значениям твердости материала в соответствии с разделом 13.

9.6.4 По результатам полученных значений d_ф, s_в, s_т осуществляется расчет на прочность корпуса оборудования и контроль соответствия напряжений допускаемым значениям.

Для безопасной эксплуатации корпуса предохранительного клапана должно соблюдаться условие, описываемое выражением (13.3).

9.6.5 Расчет остаточного ресурса предохранительного клапана выполняется по критериям воздействия малоцикловых нагружений и коррозионно-абразивного износа, а также по статистическим данным об отказах (раздел 13).

9.6.6 При расчете остаточного ресурса на малоцикловые нагружения для предохранительных клапанов, расположенных на входе НПС, циклом считается включение - остановка магистрального насосного агрегата на предшествующей станции.

10 МЕТОДИКА ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЯ ОБОРУДОВАНИЯ СИСТЕМЫ СГЛАЖИВАНИЯ ВОЛН ДАВЛЕНИЯ

10.1 Общие положения

10.1.1 Освидетельствование оборудования системы сглаживания волн давления включает работы по проверке ее работоспособности в объеме, предусмотренном РД 153-39ТН-008-96.

10.1.2 По результатам визуального контроля, анализа технической документации и эксплуатационных параметров уточняется дополнительный объем работ по освидетельствованию, уточняются методы дефектоскопии.

10.1.3 Диагностирование и дефектоскопия емкостей и элементов трубопроводной обвязки системы сглаживания волн давления осуществляется магнитометрическим или акустико-эмиссионным методами контроля (приложения Л и М).

10.1.4 Контроль эластичных элементов системы сглаживания волн давления осуществляется в объеме технического обслуживания и текущего ремонта.

10.2 Диагностирование разделительных баков (емкостей) и аккумуляторов магнитометрическим методом контроля

10.2.1 Для диагностирования технического состояния разделительных баков (емкостей), аккумуляторов магнитометрическим методом на их поверхности наносится разметка.

Разметка на разделительные баки и аккумуляторы наносится в следующей последовательности.

Бак и аккумулятор вертикальной плоскостью, проходящей через их оси, делятся на правую и левую стороны. На каждую из сторон наносится сетка. На каждую из половин цилиндрической обечайки и днищ оборудования разметка наносится раздельно. Горизонтальные линии на цилиндрической обечайке бака (аккумулятора) начинаются от линии пересечения вертикальной плоскости с верхней поверхностью обечайки и заканчиваются на линии пересечения с нижней поверхностью обечайки. Отчет начинается от буквы «а» и далее ведется согласно алфавиту.

На днище вертикальные линии наносятся начиная от линии пересечения вертикальной плоскости с поверхностью днища и заканчиваются на границе перехода от днища к обечайке.

На цилиндрической обечайке вертикальные линии наносятся, начиная от сварного шва обечайки с днищем. Отсчет вертикальных линий начинается со стороны подачи нефти и продолжается по направлению потока нефти.

10.2.2 При проведении контроля магнитометрическим методом поверхность системы должна быть очищена от загрязнений. Зачистка металла и какая-нибудь подготовка поверхности не требуются.

10.2.3 Диагностирование осуществляется сканированием датчика (индикатора концентрации напряжений) вдоль горизонтальных линий разметки поверхности объекта контроля. При пересечении датчика цифровой и алфавитной сеток фиксируются и записываются максимальные значения напряженности магнитного поля рассеяния со знаком плюс или минус. Скачкообразное изменение величины напряженности магнитного поля с одновременным изменением знака указывает на концентрацию остаточных напряжений.

10.2.4 Выделяются зоны, где знаки значений напряженности магнитного поля рассеяния меняются два и более раза. Зоны, где сумма абсолютных значений напряженности разноименных знаков, расположенных рядом в районе одной или двух сеток, составляет более 170 А/м, подлежат диагностированию другими методами неразрушающего контроля с целью выявления дефектов в виде трещин, разрывов и др.

10.2.5 Зоны, где сумма абсолютных значений напряженности магнитного поля с разноименными знаками превышает 320 А/м и в которых не обнаружены дефекты ультразвуковым, магнитопорошковым и капиллярным методами контроля, должны быть подвергнуты очередному диагностированию не позднее чем через год.

10.2.6 При проведении магнитометрического контроля должно быть учтено, что потенциальными концентраторами напряжений являются места сварки цилиндрических обечаек с днищем, подводящих и отводящих трубопроводов с корпусом.

10.2.7 Форма акта по результатам магнитометрического контроля корпусных изделий приведена в приложении Ж.

10.3 Диагностирование разделительных баков (емкостей) и аккумуляторов акустико-эмиссионным методом контроля

10.3.1 Преобразователи акустической эмиссии с предусилителями устанавливаются на поверхности по краям и в центре разделительных баков (емкостей) и аккумуляторов.

10.3.2 При диагностировании нагружение разделительных баков и аккумуляторов должно проводиться плавно со скоростью, при которой не возникают интенсивные помехи (гидродинамические турбулентные явления).

10.3.3 Для уменьшения уровня помех во время проведения контроля должны быть приостановлены все посторонние работы. Должно быть исключено передвижение автотранспорта, проведение сварочных и монтажных работ, работа подъемно-транспортных механизмов, расположенных рядом.

10.3.4 При нагружении разделительных баков и аккумуляторов внутренним давлением, его значение должно превышать рабочее давление Р_раб. (эксплуатационная нагрузка) не менее, чем на 5-10%, при этом напряжение материала не должно превышать 0,8s_т, в любой точке нагружаемых баков, аккумуляторов и трубопроводов.

10.3.5 Зоны с источниками АЭ II, III, IV классов (активный, критически активный и катастрофически активный источники) при акустико-эмиссионном методе контроля должны быть дополнительно продиагностированы ультразвуковым, капиллярным, магнитопорошковым или иными методами неразрушающего контроля, предусмотренными НТД для выявления места и границ возможных дефектов.

10.3.6 Испытания прекращаются, если зарегистрирован источник акустической эмиссии IV класса (катастрофически активный источник). В этом случае разделительные баки и аккумуляторы должны быть немедленно разгружены, выяснен источник АЭ и оценена безопасность продолжения нагружения.

10.4 Дефектоскопия корпусов баков (емкостей) и аккумуляторов ультразвуковым, магнитопорошковым, капиллярным методами контроля

10.4.1 Дефектоскопия корпусов оборудования ультразвуковым, магнитопорошковым, капиллярным методами контроля осуществляется в соответствии с приложениями Н, П, Р.

10.4.2 В таблицах 5.1, 5.2, 5.3 приведены нормы допустимых дефектов для корпусных деталей и сварных швов оборудования.

10.4.3 Оборудование, в котором обнаружены дефекты с размерами, превышающими допустимые значения, забраковывается и должно быть выведено из эксплуатации.

10.5 Измерение толщины стенок и твердости металла

10.5.1 Для контроля конструктивных параметров и свойств материала оборудования осуществляются измерения толщины стенок, твердости металла корпусов баков (емкостей) и аккумуляторов в соответствии с приложениями Н, У.

10.5.2 Измерения толщины стенок и твердости металла корпусов баков и аккумуляторов осуществляются в местах с концентраторами напряжений или источников сигналов АЭ II, III, IV классов. Кроме этого, измерения выполняются:

- на каждом днище разделительного бака - не менее чем в 3-х точках;

- на цилиндрической обечайке разделительного бака - не менее чем в 4-х точках;

- на аккумуляторе - не менее чем в 4-х точках;

- на каждом патрубке разделительного бака и аккумулятора не менее чем в одной точке.

10.5.3 Измерение толщины стенки и твердости металла корпусов баков и аккумуляторов осуществляется также в зонах, где при визуальном контроле обнаружено уменьшение толщины стенок от абразивного, эрозионного или коррозионного фактора воздействия.

10.6 Оценка технического состояния разделительных баков (емкостей) и аккумуляторов по результатам контроля и определение остаточного ресурса

10.6.1 Разделительные баки (емкости) и аккумуляторы, в которых выявлены недопустимые дефекты, признаются непригодными и должны быть сняты с эксплуатации и направлены в ремонт.

10.6.2 Оборудование, не имеющее дефектов и имеющее дефекты с допустимыми размерами, признается годным к дальнейшей эксплуатации, но его корпус должен быть проверен на прочность по малоцикловым нагружениям.

10.6.3 Циклом нагружения для оборудования системы сглаживания волн давления считается изменение давления до максимального при внезапной остановке предыдущей НПС и возврат к исходному значению после сброса нефти в емкость сбора нефти ударной волны (манифольда).

10.6.4 Методика расчета на прочность корпусов оборудования и оценка остаточного ресурса по малоцикловым нагружениям приведены в разделе 13.

10.7 Контроль эластичных элементов системы сглаживания волн давления

10.7.1 Контроль состояния эластичных элементов системы (эластичных камер клапанов Флексфло и пузырей в аккумуляторах) осуществляется при проведении технического обслуживания - 1 раз в месяц и текущего ремонта - 1 раз в 3 года.

10.7.2 Пузыри в аккумуляторах испытываются воздухом под давлением 1,15Р_раб, равным 1 МПа (10 кг/см²), 1 раз в месяц при проведении технического обслуживания.

10.7.3 При проведении текущего ремонта один раз в три года пузырь вынимается из аккумулятора и производится его испытание на герметичность внутренним давлением 0,01±0,005 МПа (0,1±0,05 кг/см²) в течение 1,0±0,5 часа при температуре окружающего воздуха от плюс 15°С до плюс 30°С. Падение давления при этом не должно превысить 0,005 МПа (0,05 кг/см²).

10.7.4 При испытании на герметичность давление контролируется с помощью манометра пружинного показывающего по ГОСТ 2405 с верхним пределом измеряемого давления 0,16 МПа, класс точности 1,5.

10.7.5 Целостность эластичных камер клапанов Флексфло определяется в процессе обходов и осмотров во время приема-сдачи смен, отключений НПС и не реже одного раза в смену на слух и путем контроля уровня нефти в емкости сбора нефти ударной волны (магнифольде).

10.7.6 При проведении капитального ремонта системы, а также при каждой разборке клапана, например, с целью очистки щелей сердечника от посторонних предметов, производится визуальный контроль внешних поверхностей эластичной камеры. Она не должна иметь никаких механических повреждений.

10.7.7 При получении неудовлетворительных результатов визуального контроля и испытания пузырей аккумуляторов на герметичность эластичные элементы системы направляются на ремонт или бракуются.

11 МЕТОДИКА ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЯ ОБОРУДОВАНИЯ МАСЛОСИСТЕМЫ

11.1 Общие положения

11.1.1 Освидетельствование элементов и в целом маслосистемы проводится после выработки маслосистемой назначенного срока службы, воздействия природных и техногенных факторов (стихийные бедствия, пожара и т. д.), при выявлении в процессе эксплуатации неудовлетворительного состояния отдельных деталей, сборочных единиц, комплектующих элементов системы, которые могут привести к критическим отказам (прогрессирующий коррозионный, эрозионный, кавитационный износ, трещинообразование и т. д.), а также при выявлении увеличенного расхода масла и снижении давления в маслосистеме, появлении в фильтрах частиц металла.

11.1.2 Освидетельствование включает диагностирование маслонасосов, маслобаков, трубопроводной обвязки с арматурой, проведение гидравлических испытаний. Техническое состояние остальных элементов оценивается при выполнении ТОР согласно РД 153-39ТН-008-96.

11.1.3 После натурных обследований маслосистемы в объеме работ по освидетельствованию выполняются внеплановые контрольные проверки ее работоспособности, с периодичностью и в объеме, установленными актом обследования, и определяется необходимость проведения дефектоскопии оборудования маслосистемы.

11.2 Гидравлическое испытание маслосистемы

11.2.1 Техническое освидетельствование маслосистемы путем гидравлического испытания трубопроводной обвязки проводится после 30 лет эксплуатации и далее каждые 5 лет.

11.2.2 Перед гидроиспытанием следует заполнить маслосистему маслом и перекрыть вентилями (задвижками) емкость маслосистемы. При испытании необходимо использовать манометры класса не ниже 1,6.

Маслосистему на герметичность испытывают рабочей жидкостью давлением 1,1Р_раб в течение 20 минут (Р_раб - рабочее давление в испытуемой магистрали). Падение давления, пропуск или «потение» через металл, а также пропуск масла через прокладочные, сальниковые уплотнения не допускаются.

11.2.3 Испытание трубопроводов маслосистемы на прочность и плотность материала обеспечивается давлением 1,5Р_раб. После выдержки указанного давления в течение 10 минут следует снизить его величину до 1,25Р_раб и выдержать в течение 30 минут. Падение давления не допускается.

11.2.4 После гидравлических испытаний проводится осмотр трубопроводов, оборудования и арматуры.

Маслосистема считается выдержавшей гидравлические испытания, если на трубопроводах, оборудовании и арматуре не обнаружены признаки разрыва, течи, «потения», остаточных деформаций.

11.2.5 При невозможности точного определения места течи на трубопроводах (если она обнаружена визуально) предполагаемая область дефекта обследуется одним из методов неразрушающего контроля: ультразвуковым, магнитопорошковым, капиллярным, рентгеноскопическим. При обнаружении месторасположения дефекта выполняется ремонт с применением сварки.

По окончании ремонтных работ проводятся гидравлические испытания согласно п. п. 11.2.2, 11.2.3.

11.3 Критерии предельного состояния

11.3.1 Критериями предельного состояния оборудования маслосистемы являются трещины в корпусных деталях маслосистемы, маслобаках, запорной арматуры, фундамента, трубопроводах, элементах маслоохлаждения.

11.3.2 Визуально обнаруженная течь масла или повышенный расход являются факторами прекращения эксплуатации.

11.3.3 Повышение температуры масла является основанием для обследования технического состояния маслоохлаждения, фильтрующего элемента, трубопроводов.

12 МЕТОДИКА ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЯ СИСТЕМ ВЕНТИЛЯЦИИ

12.1 Общие положения

12.1.1 В состав системы вентиляции входят: центробежные и осевые вентиляторы с электродвигателями, устройства естественной вентиляции, калориферы, воздуховоды, регулирующие устройства, приборы и средства автоматики и телемеханики.

12.1.2 Оценка технического состояния систем вентиляции проводится с целью определения соответствия воздушной среды в производственных помещениях требованиям санитарных норм и норм взрывопожарной безопасности.

12.1.3 Оценка технического состояния систем вентиляции проводится по результатам испытаний и обследований, проводимых при проверке эффективности работы систем вентиляции в соответствии с РД 153-39.4-056-00, РД 153-39ТН-008-96 и паспортизации санитарно-технического состояния производственных объектов станции, осуществляемых ежегодно или один раз в два года в зависимости от санитарно-гигиенического состояния в соответствии с «Основными положениями об организации работы по охране труда в нефтяной промышленности».

По истечению 18 лет эксплуатации и далее через 5 лет проводится дополнительное обследование оборудования и составных частей систем вентиляции для определения их соответствия проекту и выявления дефектов, появившихся в процессе эксплуатации.

12.1.4 При дополнительном обследовании необходимо проверить:

а) по устройствам естественной вентиляции - соответствие их конструкций и основных размеров (количество и площади приточных и вытяжных проемов, конструкции и углы максимального открытия створок, механизмы управления аэрационными устройствами и т. д.) проекту;

б) по воздуховодам - соответствие проекту трассировок и сечений для прохода воздуха; плотность воздуховодов и их соединений, отсутствие механических повреждений воздуховодов, надежность креплений, отсутствие засоренности защитных сеток и воздуховодов, а также провести ревизию огнезадерживающих и самозакрывающихся обратных клапанов;

в) по регулирующим устройствам: доступность и легкость управления; правильность установки устройства в положениях «открыто», «закрыто», «промежуточное»;

г) по местным отсосам и приточным патрубкам - соответствие проекту;

д) по калориферным установкам: соответствие проекту установки и схемы обвязки; состояние оребрения калориферов и отсутствие загрязненности, состояние наружных и внутренних поверхностей, наличие предусмотренной проектом контрольно-измерительной аппаратуры;

е) по вентиляторам: наличие технической документации, металлических фирменных табличек на корпусах вентилятора и электродвигателя, величину зазора в задней стенке кожуха и в месте прохода вала через стенку; качество болтовых, заклепочных и сварных соединений, надежность крепления колеса, или муфты на валу вентилятора, надежность крепления корпуса вентилятора и двигателя к раме или станине, наличие закрепляющих устройств-фиксаторов, шплинтов, контргаек, шайб и др.; качество покрытия и окраски всех частей вентилятора, соответствие диаметра колеса паспорту, состояние поверхностей лопаток и дисков, биение по внешним кромкам лопаток, состояние корпусов подшипников и наличие смазки, температуру наружных поверхностей подшипниковых опор (на ощупь);

ж) по раме - жесткость крепления рамы к фундаменту, целостность рамы;

и) по фундаменту - отсутствие просадки, трещин в бетоне или кирпичной кладке;

к) по приточно-вытяжным камерам - отсутствие захламленности посторонними предметами, состояние дверей, люков, основания.

12.1.5 Все выявленные дефекты должны быть устранены.

12.2 Диагностирование вентиляционных агрегатов. Критерии предельного состояния

12.2.1 Диагностирование вентиляционных агрегатов включает внешний осмотр; вибрационный контроль подшипниковых опор вентилятора, двигателя и рамы; определение фактических характеристик вентиляторов (производительность и полное давление).

12.2.2 Вентиляционные агрегаты подлежат отбраковке при:

- наличии на деталях трещин и коррозионного износа глубиной более 10% от толщины;

- изогнутости валов;

- деформации опор, поломках лопастей;

- вибрации на подшипниковых опорах более 11,2 мм/с, раме - более 4,5 мм/с;

- ухудшении фактических характеристик (производительности и напора) от проектных более чем на 10%.

12.3 Обследование воздуховодов. Критерии предельного состояния

12.3.1 Наружные поверхности воздуховодов проверяют внешним осмотром. Особое внимание обращают на места соединения элементов воздуховодов между собой, к вентилятору, калориферу. Не менее 5% от общего количества элементов воздуховодов должны быть демонтированы для осмотра внутренней поверхности. Выявляются места с нарушением оцинкованной поверхности, со следами коррозии, определяются размеры дефектов.

Точечным считается дефект, величина которого не превышает 3 мм², обширным - величиной более 3 мм² и глубиной более половины от толщины материала воздуховода.

12.3.2 Элементы воздуховодов подлежат отбраковке или ремонту при наличии:

- обширных дефектов;

- более 3 точечных дефектов на площади 0,02 м².

12.3.3 Воздуховод подлежит полной замене при условии отбраковки более 5% от общего количества элементов воздуховода.

12.4 Диагностирование калориферов. Критерии предельного состояния

12.4.1 Калориферы подвергаются визуальному контролю с целью обнаружения трещин, коррозионных язв, подтеканий. При парениях или подтеканиях в местах расположения крышек, последние демонтируются, заменяются прокладки, осматриваются поверхности прилегания, которые, при необходимости, шабрятся.

12.4.2 Толщина труб калорифера контролируется толщиномером не менее чем один замер на один метр длины трубы. Утонение стенок не должно превышать 5%. При обнаружении утонения стенок более чем на 5% производится дополнительный контроль толщины труб через каждые 0,5 м.

При обнаружении утонения стенок от 5% до 10% относительно начальных толщины стенок проводится гидроиспытание давлением 1,25 от максимального рабочего давления. При утонении стенок более 10% калорифер бракуется.

12.4.3 При обнаружении утонения стенок следующее освидетельствование проводят не позднее чем через год.

12.4.4 При освидетельствовании калорифера определяется величина теплоотдачи. При ее снижении более чем на 5% калорифер бракуется.

12.5 Оценка технического состояния системы вентиляции

12.5.1 По результатам диагностирования всех составных частей системы вентиляции производится оценка ее технического состояния в соответствии с п. п. 12.1.2 - 12.1.4 и уточняется срок последующего освидетельствования (обследования).

12.5.2 Оборудование системы вентиляции, имеющее недопустимые дефекты, должно быть снято с эксплуатации, направлено в ремонт или списано.

12.5.3 После выполнения ремонта, связанного с восстановлением работоспособности элементов калорифера, находящихся под давлением, он подлежит гидроиспытанию давлением 1,25 от максимального рабочего давления.

12.5.4 В случае несоответствия воздушной среды в производственных помещениях требованиям санитарных норм и взрывопожарной безопасности следует заменить оборудование системы вентиляции, например, на более производительное, или провести реконструкцию системы.

13 РАСЧЕТЫ НА ПРОЧНОСТЬ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ОБОРУДОВАНИЯ

13.1 Общие положения

13.1.1 Прогнозирование остаточного ресурса оборудования проводится с целью определения наработки с момента технического диагностирования его состояния до достижения им предельного состояния с заданной вероятностью безотказной работы.

13.1.2 Для прогнозирования остаточного ресурса оборудования применяют две группы методов: статистические (основанные на статистической обработке данных об отказах и ресурсе аналогов) и экстраполяционные (основанные на анализе тренда параметров технического состояния исследуемого оборудования).

Статистические методы применяют в тех случаях, когда по исследуемому объекту нет ретроспективных данных об изменении параметров, определяющих его техническое состояние. Сбор информации и статистическая обработка данных об отказах и ресурсе аналогов проводятся методами, установленными действующими НТД.

Если на исследуемом объекте периодически или непрерывно проводится контроль параметров технического состояния, и данные контроля накоплены за достаточный срок эксплуатации, то более эффективно использование экстраполяционных методов прогнозирования на основе анализа тенденций изменения (тренда) параметров технического состояния.

13.1.3 В число информативных параметров для определения остаточного ресурса в каждом конкретном случае включаются только те параметры, которые определяют работоспособность потенциально опасных участков (элементов) рассматриваемого объекта и заметно изменяются в ходе эксплуатации. В качестве информативных параметров для определения предельного состояния потенциально опасных элементов оборудования принимают фактические толщины стенок силовых элементов - d_ф, наличие, типы и размеры дефектов, напряженно-деформированное состояние, прочностные характеристики материалов потенциально опасных участков, величину вибрации.

13.1.4 Расчет остаточного ресурса оборудования проводится по следующим параметрам технического состояния:

- по снижению несущей способности вследствие уменьшения толщины стенки для объектов, работающих в условиях статического нагружения и общей равномерной коррозии;

- по снижению несущей способности вследствие малоцикловой усталости для объектов, работающих в условиях циклического нагружения при отсутствии коррозионной среды;

- по изменению этих параметров до предельных значений для объектов, для которых накоплен объём информации по функциональным параметрам, достаточный для экстраполяции их значений на последующий период эксплуатации.

13.1.5 Срок продления эксплуатации оборудования сверх установленного срока службы определяется по результатам технического освидетельствования оборудования с учетом длительности ремонтных циклов, нагрузки эксплуатируемого оборудования в действующей технологической схеме и характера последствий, которые могут возникнуть в связи с его неисправностью в результате износа отдельных сборочных единиц и деталей, и продлевается до следующей установленной даты очередного обследования или списания.

Продление ресурса (срока службы) должно осуществляться при условии сохранения или незначительного снижения вероятности безотказной работы, устанавливаемой технической документацией на оборудование действующими НТД, сохранения или незначительного снижения экономических показателей при обеспечении требуемых нормативов безопасности.

13.2 Расчет на прочность и прогнозирование ресурса

13.2.1 Оборудование, признанное годным к дальнейшей эксплуатации после выполнения работ по дефектоскопии или диагностированию проверяется на прочность по зонам, имеющим наибольшие напряжения.

Расчеты выполняются с учетом фактических значений параметров, полученных при дефектоскопии и диагностировании, в т. ч.:

- толщины стенок (минимальное значение) с учетом дефектов;

- предела прочности, который пересчитывается по значениям твердости материала.

Расчетное значение предела текучести материала s_т определяется по формуле

                                                                                         (13.1)

где s_т.и., s_в.и. - значения предела текучести и предела прочности материала в исходом состоянии, МПа;

s_в - величина предела прочности, полученная на момент освидетельствования косвенным путём при измерении твёрдости материала, МПа.

13.2.2 Для оценки достоверности значений s_в и s_т, полученных по измеренным значениям твердости и формуле (13.1) рекомендуется из числа однотипного оборудования, отработавшего ресурс (срок службы) и снятого с эксплуатации, изготовить образцы и испытать их на растяжение и ударный изгиб для получения механических характеристик материала: предела прочности s_в.р.и., предела текучести s_т.р.и., относительного удлинения, относительного сужения, ударной вязкости, где s_в.р.и и s_т.р.и. - значения предела прочности и предела текучести, полученные при испытании образцов.

Если значения s_в.р.и. и s_т.р.и. полученные по результатам испытаний образцов, окажутся меньше полученных по результатам измерений твердости, то по всем видам однотипного оборудования при проведении расчетов должны браться значения s_в.р.и. и s_т.р.и..

При проведении расчетов должны применяться фактические значения механических характеристик материалов и фактические минимальные толщины стенок d_ф, полученные по результатам измерений.

13.2.3 По результатам полученных значений d_ф, s_в, s_т осуществляется расчёт на прочность элементов оборудования и контроль соответствия напряжений допускаемым значениям. Для цилиндрических элементов оборудования (патрубков насосов, фильтров-грязеуловителей, корпусов предохранительных клапанов, аккумуляторов и разделительных емкостей систем сглаживания волн давления, заслонок) фактическое напряжение определяется по формуле

                                                                                    (13.2)

где s_ф - фактическое напряжение элемента оборудования, МПа;

К₁=1,1 - коэффициент, учитывающий воздействие внешних сил, создаваемых опорами, фундаментом, другим оборудованием;

К₂=1,25 - коэффициент, применяемый для оборудования, изготовленного методом литья;

Р_раб. - максимальное рабочее давление, МПа;

D_вн. - внутренний диаметр, мм;

d_ф - фактическая минимальная толщина стенки элемента оборудования, мм.

Для безопасной эксплуатации оборудования должно соблюдаться следующее условие

s_ф£s_доп.,                                                                                                            (13.3)

где s_доп - допускаемое напряжение, МПа.

В таблице 13.1 приведены значения допускаемых напряжений для углеродистых и низколегированных сталей.

При несоблюдении условия (13.3) допускается применение соотношения

                                                                                                          (13.4)

При соблюдении условий (13.3) и (13.4) срок эксплуатации оборудования продлевается на основе результатов расчета на статическую нагрузку с учетом влияния коррозионно-эрозионного фактора или воздействия малоцикловых нагружений согласно раздела 13.3.

При этом в случае применения соотношения (13.4) остаточная толщина стенок оборудования не должна быть менее 90% от минимально допустимой толщины, рассчитанной для номинального давления. При остаточной толщине стенок равной 90% и менее от расчетных значений толщины, оборудование должно быть забраковано.

Если при расчетах фактические напряжения, определенные по формуле (13.2), превышают указанные в формулах (13.3) и (13.4), то это оборудование должно быть снято с эксплуатации или должны быть снижены разрешенное рабочее давление или нагрузка с определением фактических напряжений согласно формул (13.2), (13.3), (13.4).

13.2.4 При необходимости, выполненные согласно формуле (13.2) расчеты на прочность корпусов оборудования, могут быть дополнены в соответствии с [1], [2], [3], [4] приложения Ю, ГОСТ 14249, ГОСТ 25221.

Таблица 13.1

Допускаемые напряжения для углеродистых и низколегированных сталей по ГОСТ 14249

13.2.5 У магистральных и подпорных насосов должны быть рассчитаны на прочность их корпуса.

13.2.6 Для магистральных насосов наиболее загруженными являются стенки спиральных отводов. Максимальные напряжения возникают в меридианном сечении с наибольшими размерами.

Максимальное меридианное напряжение s₁ равно:

s₁=s_1и+s_1р,                                                                                                        (13.5)

где s_1и - напряжение изгиба, МПа;

s_1р - напряжение растяжения, МПа.

                                                                                     (13.6)

где

                                                                     (13.7)

                                                                                                             (13.8)

                                                                                                              (13.9)

r₀, R₀ - параметры сечений (рисунок 13.1).

Расчетная схема сечения спирального корпуса

Рисунок 13.1

Окружное напряжение s₂ равно:

s₂=s_2и+s_2р,                                                                                                        (13.10)

где

                                                                        (13.11)

                                                                     (13.12)

m=0,3 - коэффициент Пуассона.

Радиальное напряжение s₃ равно:

s₃=-Р,                                                                                                                (13.13)

где Р - максимальное давление, создаваемое в насосе, МПа.

Эквивалентное напряжение s_экв определяется по формуле

                                                 (13.14)

13.2.7 Для безопасной эксплуатации насоса должно соблюдаться условие s_экв£s_m/1,5. Если это условие не соблюдается, то выполняется перерасчет с уменьшением значения рабочего давления.

13.2.8 Шпильки для крепления крышек насосов к корпусу подлежат расчету на прочность.

Предел прочности s_в шпилек определяется по измеренным значениям твердости. В случае отличия механических свойств шпилек, полученных по результатам замеренных значений твердости, от конструктивных значений более чем на 10%, из однотипного оборудования выбирается одно или несколько шпилек с наихудшими механическими свойствами. Выворачиваются 2-3 шпильки из наиболее загруженных участков. Из них изготовляются образцы и испытываются на растяжение и ударный изгиб.

Расчетное усилие затяжки Р_ш на шпильки определяется по формуле

Р_ш=mSР,                                                                                                           (13.15)

где m - коэффициент кратности, применяемый для обеспечения плотности стыка, для паронитовой прокладки m=1,6;

SР - расчетное усилие на крышку насоса.

Расчетное усилие на крышку насоса определяется по формуле

SР=Р_Н···F_H+P_BC···F_BC+P_P···F_P,                                                                         (13.16)

где Р_Н - максимальное давление нагнетания, МПа;

F_Н - площадь действия давления нагнетания, см²;

Р_ВС - максимальное давление всасывания, МПа;

F_ВС - площадь действия давления всасывания, см²;

Р_Р - максимальное давление разгрузки, МПа;

F_Р - площадь действия давления разгрузки, см².

Действующее на прокладку удельное давление Р_пр (кг/см²) определяется по формуле

                                                                                                     (13.17)

где S_пр - площадь паронитовой прокладки, см².

Для обеспечения плотности стыка и прочности прокладки должно соблюдаться условие

320£Р_пр£1100 кг/см²                                                                                         (13.18)

Напряжение в шпильке s_ш определяется по формуле

                                                                                                    (13.19)

где Z - количество шпилек, шт;

d₁ - минимальный диаметр резьбы шпильки, см.

Для безопасной эксплуатации насоса должно соблюдаться условие

                                                                                                              (13.20)

13.3 Определение остаточного ресурса оборудования, находящегося под статической нагрузкой или под воздействием малоцикловых нагружений

13.3.1 Для определения остаточного ресурса оборудования выполняется расчет минимально допустимой толщины стенки d_min по допускаемым напряжениям s_доп на наиболее загруженном участке оборудования по формуле

                                                                                   (13.21)

где d_min - минимально допустимая толщина стенки, мм,

Р_ном - номинальное рабочее давление согласно паспортным данным,

К₁=1,1 коэффициент, учитывающий воздействие внешних сил, создаваемых опорами, фундаментом, другим оборудованием,

К₂=1,25 коэффициент, применяемый для оборудования, изготовленного методом литья.

Значения s_доп берутся из таблицы 13.1.

13.3.2 Если фактическая толщина стенки менее d_min, допускается в формулу (13.21) вместо s_доп ввести значение σ_m/1,8, формула (13.21) пересчитывается при давлении, равном разрешенному. При этом должно быть соблюдено условие

d_ф³d_min                                                                                                                                                   (13.22)

13.3.3 Если условие (13.22) не соблюдается, то оборудование должно быть снято с эксплуатации или снижено разрешенное давление до соблюдения условия (13.22).

13.3.4 Расчетная толщина стенки оборудования, эксплуатирующегося в условиях статического нагружения, где основным повреждающим фактором являются общая коррозия (эрозия) и коррозионно-абразивный износ, определяется по формуле

d_расч=d_min+n Т                                                                                                    (13.23)

где Т - остаточный ресурс в годах;

n - скорость равномерной коррозии (эрозии) или износа, мм/год.

13.3.5 Скорость коррозии (эрозии) или коррозионно-абразивного износа определяется по формуле

                                                                                              (13.24)

где d_и - исполнительная толщина стенки элемента, мм;

d_ф - фактическая толщина стенки элемента, мм;

С_o - плюсовой допуск на толщину стенки, мм;

t - время от начала эксплуатации до момента обследования, год.

13.3.6 Магистральные, горизонтальные и вертикальные подпорные насосы, заслонки, предохранительные клапаны, фильтры-грязеуловители на входе НПС, оборудование системы сглаживания волн давления считаются оборудованием, эксплуатирующимся в условиях малоцикловых нагружений, повторяющихся упругопластических деформирований с числом циклов нагружения 5×(10⁴-10⁵).

При расчете на малоцикловую усталость не учитываются циклы нагружения от нагрузок, у которых размах колебания не превышает 15%.

13.3.7 Для расчета остаточного ресурса оборудования, подвергающегося воздействиям циклических нагрузок, на каждом из них берутся наиболее нагруженные элементы и определяются фактические напряжения в соответствии с п. 13.2.3 настоящего РД.

Остаточный ресурс рассчитывается исходя из количества циклов нагружения N, которое может выдержать оборудование при данной нагрузке, и полученных фактических свойств материала.

13.3.8 Предельное число циклических нагрузок согласно модели Коффина-Мэнсона определяется по формуле

,                                                                              (13.25)

где N - число циклов до зарождения трещины;

К_N=10 - коэффициент надежности;

e₀ - амплитуда истинных деформаций;

E - модуль упругости;

y_K - относительное сужение;

m - показатель жесткого циклического нагружения.

Для оборудования НПС и линейной части МН m=0,53_.

Величину e₀ вычисляют по формуле

e₀=К_e·e_р,                                                                                                            (13.26)

где ε_р=σ_ф/Е - упругие номинальные деформации в стенке оборудования;

К_e - коэффициент концентрации деформации, определяемый согласно РД 39-087-91.

13.3.9 Рассчитанное по формуле (13.25) число циклов N до зарождения трещин определяет остаточный ресурс оборудования в циклах. Остаточный ресурс в годах определяется делением N на число циклов нагружения, которому оборудование подвергается в течение года.

13.3.10 По результатам расчетов устанавливается срок следующего освидетельствования, который должен выполняться до истечения ресурса оборудования, но который не может быть более 10 лет.

В таблице 13.2 приведены данные по определению остаточного ресурса оборудования в зависимости от режимов нагружения и толщины стенок.

Таблица 13.2

Данные по определению остаточного ресурса оборудования в зависимости от коррозионно-эрозионного износа, режимов нагружения и толщины стенок

13.4 Определение остаточного ресурса магистральных и подпорных насосов по вибрационному состоянию

13.4.1 Определение остаточного ресурса по вибрационному состоянию насосов проводится тогда, когда в процессе эксплуатации не выявлены или не устранены причины роста вибрации при соблюдении регламента по техническому обслуживанию и ремонту. Величина отклонения вибрационных параметров от исходного состояния определяется условиями, временем эксплуатации и качеством изготовления базовых узлов (корпуса, рамы, фундамента).

13.4.2 Процедура прогнозирования остаточного ресурса насосов по изменению уровня вибрации осуществляется графоаналитическим методом с использованием результатов обследования объекта, статистических данных по надежности аналогичных типов насосов и сводится к экстраполяции найденного тренда (скорости изменения вибрации) и определению момента его пересечения с линией предельного состояния насосов данного типа.

13.4.3 Аналитическая зависимость, описывающая во времени изменение параметров вибрации насосов, принимается в виде функции:

                                                                                             (13.26)

где  и  - текущее и среднее значения уровня вибрации насоса;

t_k и  - текущее и среднее значения временного интервала наблюдений;

а - безразмерный параметр, определяемый для каждого насоса.

При равноточных измерениях

                                                                                                     (13.27)

где N - число измерений;

L_k -фактическое (измеренное) значение уровня вибрации;

                                                                                                       (13.28)

,                                                                                                    (13.29)

                                                                                                  (13.29)

                                                                                                      (13.30)

Построение осуществляется в координатах L, t (рисунок 13.2).

1 - результаты измерений;

2 - тренд;

3 - доверительные границы тренда (S_L);

4 - доверительные границы прогнозных значений (S_T);

t_о.р. - время остаточного ресурса по результатам измерений;

t'_о.р. - время остаточного ресурса с учетом погрешностей измерения;

t_о.р.min - время гарантированного периода надежной работы насоса.

Схема определения остаточного ресурса по линейному тренду

Рисунок 13.2

13.4.4 Предельное состояние насосов характеризуется допустимым увеличением уровня вибрации в соответствии с РД 153-39ТН-008-96 до 7,1 мм/с для длительной эксплуатации и до 11,2 мм/с для ограниченного по времени периода эксплуатации.

13.4.5 Время остаточного ресурса насоса (от момента последнего измерения до достижения предельного состояния) определяется точкой пересечения линий тренда и предельного состояния по формуле

                                                                               (13.32)

где DL - допустимое увеличение уровня вибрации для данного типоразмера насоса;

 - паспортные (базовые) уровни вибрации;

t_о - значение временного интервала, соответствующего .

13.4.6 Прогнозируемая величина гарантированного периода надежной работы t_о.р.min определяется графически точкой пересечения линии предельного состояния с верхней доверительной границей прогнозного значения.

13.4.7 Для обеспечения необходимой для инженерных расчетов точности прогноза число измерений должно быть не менее 6.

13.4.8 Доверительные границы результатов измерений определяются по формуле

                                                                     (13.33)

где e_k - отклонение фактического значения параметра вибрации от линии тренда.

13.4.9 Доверительные границы отклонения прогноза остаточного ресурса имеют вид

                                                                     (13.34)

где T - число предполагаемых измерений за прогнозируемый год.

13.5 Определение остаточного ресурса оборудования по статистическим эксплуатационным данным

13.5.1 Для определения (прогноза) остаточного ресурса оборудования статистическим методом используются результаты эксплуатации оборудования, однотипного по конструктивному и материальному исполнению, работающего в аналогичных условиях по загрузке и эксплуатации.

13.5.2 Сбор данных по наработкам и отказам осуществляется для оборудования, отработавшего назначенный ресурс t. За период наблюдения t берутся последние 5 лет эксплуатации.

Сбор и обработка данных по наработкам отказавшего или не отказавшего оборудования за время t обеспечивают расчет показателя, характеризующего остаточный ресурс и продление сроков эксплуатации оборудования после времени t на величину этого показателя.

13.5.3 Остаточный ресурс, являясь случайной величиной, после времени (наработки) t определяется как математическое ожидание - средний остаточный ресурс Д_t (t) за интервал времени t.

13.5.4 Точечная оценка среднего остаточного ресурса определяется по формуле

                                                                            (13.35)

где n - общее число обследуемого оборудования, наработка которого примерно одинакова и достигла или превысила назначенный ресурс t, шт.;

m - число отказавшего по причине наступления предельного состояния оборудования за период t, шт.;

T_i - наработка m отказавших объектов за интервал времени t, год.

13.5.5 При решении вопросов оценки остаточного ресурса учитываются отказы, после которых следует вывод оборудования из эксплуатации (например, вывод во внеплановый ремонт).

13.5.6 Если число объектов n мало (например, менее 10), определяется нижняя доверительная граница для показателя Д_t (t).

13.5.7 Согласно требованиям РД 09-102-95 необходимо определять гамма-процентный остаточный ресурс - ресурс с задаваемой в процентах вероятностью того, что в течение этой суммарной наработки (ресурса) предельное состояние объектом не будет достигнуто.

Нижняя доверительная граница гамма-процентного остаточного ресурса рассчитывается по формуле

                                                                          (13.36)

где Р(t) - задаваемая показателем g доверительная вероятность безотказной работы оборудования:

                                                                                                        (13.37)

13.5.8 При прогнозировании остаточного ресурса задаваемые значения g для критических отказов (предельных состояний оборудования) должны быть близки к 100%, чтобы сделать критические отказы практически невозможными событиями.

Для эксплуатирующегося оборудования объектов МН значения g должны быть 95-99% (P(t)=0,95; 0,99 - соответственно). Рекомендуемые значения g % по видам оборудования приведены в таблице 13.3.

Таблица 13.3

Значения показателя g при определении (прогнозе) остаточного ресурса оборудования

13.5.9 При определении остаточного вводится коэффициент запаса по остаточному ресурсу, равный К_Д=1,5. Тогда остаточный ресурс определяется по формуле

                                                                                                        (13.38)

13.6 Оформление документации

13.6.1 Расчеты остаточного ресурса оборудования подписываются лицами, их выполнявшими.

13.6.2 При выполнении расчетов остаточного ресурса сторонней организацией, расчеты должны быть утверждены руководителем этой организации.

13.6.3 Расчеты используются при составлении отчета по освидетельствованию оборудования и входят в него в виде приложений. Отчет с расчетами является основанием для оформления экспертного заключения.

14 ТРЕБОВАНИЯ К БЕЗОПАСНОМУ ВЕДЕНИЮ РАБОТ ПРИ ТЕХНИЧЕСКОМ ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИИ

14.1 При проведении технического освидетельствования оборудования НПС необходимо строго соблюдать нормы, правила, положения и инструкции по технике безопасности, охране труда и охране окружающей среды, действующие в области магистрального транспорта нефти и на конкретном предприятии, где проводятся работы.

14.2 Специалисты, проводящие работы по обследованию оборудования, должны пройти инструктаж по технике безопасности на предприятии-владельце оборудования и получить допуск к работам в установленном порядке.

14.3 Специалисты, выполняющие работы по неразрушающему контролю при техническом диагностировании, должны быть аттестованы в соответствии с «Правилами аттестации специалистов неразрушающего контроля», иметь соответствующие удостоверения, квалификационную группу по электробезопасности не ниже III в соответствии с ПОТ Р М-016-2001. РД 153-34.0-03.150-00.

14.4 Время проведения обследования должно быть согласовано с лицом, ответственным за исправное состояние и эксплуатацию оборудования.

14.5 Помещение и рабочее место, предназначенные для обследования, должны обеспечивать нормальные условия труда исполнителю работ и соответствовать требованиям охраны труда.

14.6 Подготовка оборудования для ревизии, в том числе операции по опорожнению, отсоединению, разборке, установке заглушек, дегазации, зачистке поверхностей при проведении неразрушающего контроля, толщинометрии и т. п., осуществляются предприятием-владельцем оборудования в соответствии с требованиями «Правил безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов» и инструкций, действующих на предприятии.

14.7 Неразрушающий контроль, испытания на работоспособность (функционирование) оборудования должны проводиться только с применением исправных инструментов, приспособлений, аппаратуры и аттестованных средств измерений.

14.8 Перед включением всех видов электрооборудования (электроприводов насосов, вентиляторов, арматуры, приборов дефектоскопии, диагностических приборов и др.) необходимо убедиться в наличии надежного заземления оборудования (приборов).

Места для проведения работ по освидетельствованию должны быть оснащены необходимыми устройствами и средствами для безопасного проведения работ.

Приложение А

(обязательное)

ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ. УСЛОВНЫЕ СОКРАЩЕНИЯ

Техническое состояние - состояние оборудования, которое характеризуется в определенный момент времени, при определенных условиях внешней среды, значениями параметров, установленными технической документацией на объект

Техническое освидетельствование (освидетельствование) - комплекс работ, выполняемых с целью оценки технического состояния оборудования и выдачи заключения о возможности и условиях его дальнейшей эксплуатации на определенный период, необходимости ремонта или списания

Техническое диагностирование - определение технического состояния объекта

Контроль технического состояния - проверка соответствия значений параметров объекта требованиям технической документации и определение на этой основе одного из заданных видов технического состояния в данный момент времени. Виды технического состояния: исправное, работоспособное, неисправное, неработоспособное и т. п. в зависимости от значений параметров в данный момент времени

Прогнозирование технического состояния - определение технического состояния объекта с заданной вероятностью на предстоящий интервал времени

Предельное состояние - состояние объекта, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна, либо восстановление его работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно. Оборудование в этом случае не подлежит ремонту и снимается с эксплуатации

Критерий предельного состояния - признак или совокупность признаков предельного состояния объекта, установленные нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документацией. В зависимости от условий эксплуатации для одного и того же объекта могут быть установлены два и более критериев предельного состояния

Ресурс - суммарная наработка объекта от начала его эксплуатации или ее возобновления после ремонта до перехода в предельное состояние

Гамма-процентный ресурс - суммарная наработка, в течение которой объект не достигнет предельного состояния с вероятностью g, выраженной в процентах

Остаточный ресурс - суммарная наработка объекта от момента контроля его технического состояния до перехода в предельное состояние

Срок службы - календарная продолжительность эксплуатации от начала эксплуатации объекта или ее возобновления до перехода в предельное состояние

Гамма-процентный срок службы - календарная продолжительность эксплуатации, в течение которой объект не достигнет предельного состояния с вероятностью g, выраженной в процентах

Остаточный срок службы - календарная продолжительность эксплуатации объекта от момента контроля его технического состояния до перехода в предельное состояние

Наработка - продолжительность или объем работы объекта

Критерий отказа - признак или совокупность признаков нарушения работоспособного состояния объекта, установленные в нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации.

Критерии отказов и предельных состояний устанавливаются индивидуально для каждого вида оборудования техническими условиями или НТД

Ресурсный отказ - отказ, в результате которого объект достигает предельного состояния

Внезапный отказ - отказ, характеризующийся скачкообразным изменением значений одного или нескольких параметров объекта

Постепенный отказ - отказ, возникающий в результате постепенного изменения значений одного или нескольких параметров объекта

Деградационный отказ - отказ, обусловленный естественными процессами старения, изнашивания, коррозии и усталости при соблюдении всех установленных правил и (или) норм проектирования, изготовления и эксплуатации

Критичность отказа - совокупность признаков, характеризующих последствия отказа

Эксплуатационный показатель надежности - показатель надежности, точечная или интервальная оценка которого определяется по данным эксплуатации.

Цикл нагружения - последовательность изменения нагрузки, которая заканчивается первоначальным состоянием и затем повторяется.

Размах колебания нагрузки - абсолютное значение разности между максимальным и минимальным ее значениями в течение одного цикла.

Средство технического диагностирования (контроля технического состояния) - аппаратура и программы, с помощью которых осуществляется диагностирование (контроль).

Диагностический (контролируемый) параметр - параметр объекта, используемый при его диагностировании (контроле).

Дефектоскопия - совокупность методов и средств неразрушающего контроля, предназначенных для обнаружения дефектов типа нарушения сплошности и неоднородности в материалах и изделиях.

МН - магистральные нефтепроводы

РД - руководящий документ

НПС МН - нефтеперекачивающая станция магистральных нефтепроводов

НТД - нормативно-технический документ

ГГТН РФ - Госгортехнадзор Российской Федерации

ЦБПО - центральная база производственного обслуживания

АЭ - акустическая эмиссия

ПАЭ - преобразователь акустической эмиссии

РВП - разница времени прихода

РНУ - районное нефтепроводное управление

АЭ контроль - акустико-эмиссионный контроль

УЗК - ультразвуковой контроль

АСД - автоматический сигнализатор дефектов

ВРЧ - временная регулировка чувствительности

СОП - стандартный образец предприятия

ВТК - вихретоковый контроль

Приложение Б

(рекомендуемое)

Приложение В

(рекомендуемое)

Приложение Г

(рекомендуемое)

Приложение Д

(рекомендуемое)

Приложение Е

(рекомендуемое)

Приложение Ж

(рекомендуемое)

Приложение И

(рекомендуемое)

Приложение К

(рекомендуемое)