РД 08.00-29.13.00-КТН-012-1-05. Положение о порядке проведения технического освидетельствования и продления срока службы трубопроводной арматуры нефтепроводов

бесплатная нормативная документация

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

АКЦИОНЕРНАЯ КОМПАНИЯ ПО ТРАНСПОРТУ НЕФТИ «ТРАНСНЕФТЬ»

ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ»

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ПОЛОЖЕНИЕ О ПОРЯДКЕ ПРОВЕДЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЯ И ПРОДЛЕНИЯ СРОКА СЛУЖБЫ ТРУБОПРОВОДНОЙ АРМАТУРЫ НЕФТЕПРОВОДОВ

РД 08.00-29.13.00-КТН-012-1-05

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Научно-исследовательским институтом по строительству и эксплуатации объектов ТЭК ООО «Институт ВНИИСТ» совместно со специалистами ЗАО «НПФ «ЦКБА» и ОАО «АК «Транснефть».

2 ВНЕСЕН Департаментом технического развития и эксплуатации объектов трубопроводного транспорта ОАО «АК «Транснефть».

3 УТВЕРЖДЕН Первым вице-президентом ОАО «АК «Транснефть»

В.В. Калининым 31.01.2005 г.

4 ВВЕДЕН ВЗАМЕН РД 153-39.4-053-00 «Методика диагностирования состояния задвижек Dy 50 … 1200 мм Py 1,6 … 8,0 МПа в процессе эксплуатации, до и после капитального ремонта с применением методов неразрушающего контроля», РД 153-39.4-054-00 «Основные правила определения остаточного ресурса и количественных значений показателей надежности арматуры нефте и продуктопроводов после ее капитального ремонта», РД 153-39.4-055-00 «Основные правила определения остаточного ресурса и продления назначенных показателей арматуры нефтепроводов», утвержденных ОАО «АК «Транснефть» 5 апреля 2000 г.

1 Назначение и область применения

1.1 РД устанавливает единые требования по организации, содержанию и объему проведения технического освидетельствования трубопроводной арматуры (далее по тексту - арматуры), включая: обследование, оценку технического состояния, проверку соответствия технических характеристик арматуры паспортным данным, определение остаточного срока службы арматуры; определяет действия предприятия-владельца арматуры (ОАО МН) и организации, проводящей техническое освидетельствование.

1.2 Руководящий документ (РД) распространяется на отечественную и импортную запорную (задвижки, краны), обратную (обратные затворы) и распределительно-смесительную (трехходовые краны) арматуру DN 300-1220 мм, установленную на объектах ОАО «АК «Транснефть», поднадзорную Ростехнадзору:

- находящуюся в эксплуатации на НПС и линейной части МН.

- прошедшую капитальный ремонт на специализированном ремонтном предприятии.

1.3 Требования РД являются обязательными: для инженерно-технических и руководящих работников предприятий ОАО «АК «Транснефть» (ОАО МН), осуществляющих эксплуатацию, обслуживание и ремонт арматуры; организаций, выполняющих работы по техническому диагностированию и освидетельствованию арматуры нефтеперекачивающих станций и линейной части нефтепроводов.

2 Термины и определения

Давление рабочее (Р_р) - наибольшее избыточное давление, при котором обеспечивается заданный режим эксплуатации арматуры и трубопровода

Давление номинальное (условное) (РN) - наибольшее избыточное рабочее давление при температуре рабочей среды 20 °С, при котором обеспечивается заданный срок службы арматуры, обоснованный расчетом на прочность

Допустимое рабочее давление нефтепровода (Рдоп) – максимальное давление на выходе НПС и на участке нефтепровода, ограниченное несущей способностью трубопровода, установленное по результатам технического освидетельствования

Дефектоскопия - совокупность мероприятий по обнаружению поверхностных и внутренних дефектов в корпусе арматуры и ее элементах

Предельное состояние - состояние арматуры, при котором ее дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна, либо восстановление ее работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно

Долговечность - свойство арматуры сохранять работоспособное состояние до наступления предельного состояния при установленной системе технического обслуживания и ремонта

Средний ремонт (СР) - ремонт, выполняемый для восстановления работоспособности и частичного восстановления ресурса арматуры по результатам диагностирования с заменой выемных частей арматуры. Средний ремонт арматуры производится без демонтажа с трубопровода.

Капитальный ремонт (КР) - ремонт, выполняемый с демонтажем арматуры с трубопровода в условиях специализированного предприятия

Контроль технического состояния – проверка соответствия значений параметров арматуры требованиям технической документации и определение на этой основе одного из заданных видов технического состояния (исправное, работоспособное, неисправное и т.п.) в данный момент времени

Критерий отказа - признак или совокупность признаков нарушения работоспособного состояния арматуры

Критерий предельного состояния - признак или совокупность признаков предельного состояния арматуры, установленные нормативно-технической документацией

Надежность - свойство арматуры сохранять во времени в установленных пределах значения всех параметров, характеризующих способность выполнять требуемые функции в заданных режимах и условиях применения

Назначенный срок службы - календарная продолжительность эксплуатации, при достижении которой эксплуатация арматуры должна быть прекращена

Наработка – продолжительность работы арматуры в часах или объем работы арматуры в циклах «открыто-закрыто»

Цикл - перемещение запирающего элемента из исходного положения "открыто" (закрыто) в противоположное и обратно, связанное с выполнением основной функции данного вида арматуры

Работоспособное состояние - состояние арматуры, при котором значения всех параметров, характеризующих способность выполнять заданные функции, соответствует требованиям нормативно-технической документации

Остаточный срок службы – продолжительность эксплуатации арматуры от момента контроля его технического состояния до перехода в предельное состояние

Устанавливается во время проведения технического освидетельствования

Отказ - событие, заключающееся в нарушении работоспособного состояния арматуры

Ресурс (до капитального ремонта, до списания и др.) - суммарная наработка арматуры в циклах «открыто-закрыто» от начала ее эксплуатации или ее возобновления после ремонта определенного вида до оговоренного нормативно-технической документацией капитального ремонта, либо до перехода арматуры в предельное состояние (до списания)

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

Срок службы (до капитального ремонта, до списания и др.) - календарная продолжительность от начала эксплуатации арматуры или ее возобновления после ремонта определенного вида до оговоренного нормативно-технической документацией капитального ремонта, либо до перехода арматуры в предельное состояние (до списания)

Техническое диагностирование - определение технического состояния арматуры

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

Техническое освидетельствование (освидетельствование) - комплекс работ, выполняемых с целью определения технического состояния арматуры, возможности, сроков и условий ее дальнейшей эксплуатации на определенный период, необходимости ремонта или списания

3 Принятые сокращения

В настоящем РД использованы следующие сокращения:

МН – магистральные нефтепроводы

НПС - нефтеперекачивающая станция

РД – руководящий документ

ЭД – эксплуатационная документация

НТД – нормативно-техническая документация

НК – неразрушающий контроль

Ростехнадзор – Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору

РНУ – районное нефтепроводное управление

ВИК – визуальный и измерительный контроль

АЭ контроль – акустико-эмиссионный контроль

УЗК – ультразвуковой контроль

УЗТ – ультразвуковая толщинометрия

ММК – магнитометрический контроль

КК – капиллярный (цветной) контроль

МПК – магнитопорошковый контроль

4 Общие положения

4.1 РД разработан с учетом требований РД 03-484-02 «Положение о порядке продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах», РД 153-39ТН-008-96 «Руководство по организации эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций» и соответствует требованиям ПБ 03-246-98 «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности».

4.2 Для арматуры назначенный срок службы устанавливается до выработки назначенных показателей (указывается в паспорте завода-изготовителя: назначенный срок службы в годах, назначенный ресурс в циклах «открыто-закрыто»).

В случае отсутствия назначенных показателей в ЭД арматуры, назначенный срок службы устанавливается 25 лет.

4.3 Техническое освидетельствование арматуры проводится:

по истечении назначенных показателей, установленных заводом изготовителем (указывается в ЭД), но не более 30 лет;

при отсутствии назначенных показателей в ЭД арматуры, через 25 лет с начала эксплуатации;

после проведенного капитального ремонта в условиях специализированного ремонтного предприятия;

по истечении срока установленного предыдущим освидетельствованием, но не более предельного срока службы арматуры.

4.4 При проведении среднего ремонта арматуры, проводится диагностическое обследование арматуры. При несоответствии показателей диагностического обследования арматуры характеристикам установленным в ТУ, ЭД, арматура подлежит вырезке и капитальному ремонту в условиях специализированного ремонтного предприятия.

4.5 Средний ремонт арматуры проводят специализированные ремонтные бригады в состав которых должны входить специалисты неразрушающего контроля II уровня, аттестованные в соответствии с «Правилами аттестации персонала в области неразрушающего контроля», имеющие соответствующие удостоверения.

4.6 Техническому освидетельствованию по настоящему РД подлежит арматура:

- задвижки клиновые и шиберные PN 1,6-8,0 МПа DN 300-1200;

- шаровые краны PN 2,5-8,0 МПа DN 300-1200;

- трехходовые шаровые краны PN 2,5-6,7 МПа DN 300-1200;

- обратные затворы PN 2,5-8,0 МПа DN 300-1200.

4.7 Диагностированию при техническом освидетельствовании подвергаются:

- у задвижек: корпус, крышка, включая переходы «фланец-корпус» и «фланец-крышка», запорный орган (клин, шибер), шпиндель, седло, уплотнительные элементы, направляющие клиновой задвижки, сальниковый узел, бугельный узел, дренажный трубопровод (при наличии), крепежные элементы (шпильки, гайки);

- у шаровых и трехходовых кранов: корпус, пробка, седло, уплотнительные элементы пробки и корпуса, сальниковый узел, крепежные элементы (шпильки, гайки);

- у обратных затворов: корпус, крышка, захлопка, уплотнительные элементы захлопки и корпуса, ось вращения, демпферы (противовесы), крепежные элементы (шпильки, гайки).

4.8 Критерием продления срока службы арматуры является работоспособное состояние всех элементов арматуры определенное вследствие их технического диагностирования.

4.9 Техническое освидетельствование арматуры выполняют организации, имеющие лицензию Ростехнадзора на проведение экспертизы промышленной безопасности в соответствии с действующим законодательством; лабораторию неразрушающего контроля, аттестованную в установленном порядке, и метрологически обеспеченные технические средства контроля и измерений.

5 Виды освидетельствования арматуры

5.1 Виды освидетельствования арматуры:

1) освидетельствование после капитального ремонта арматуры на специализированном ремонтном предприятии;

2) освидетельствования при эксплуатации арматуры;

3) диагностическое обследование при проведении среднего ремонта арматуры.

5.2 Во время освидетельствования после капитального ремонта арматуры на специализированном ремонтном предприятии проводятся работы:

анализ документации на арматуру (п.7.1);

гидравлические испытания арматуры;

техническое диагностирование арматуры (п.7.3);

расчеты на прочность корпусных деталей арматуры (п.7.4);

оценка технического состояния арматуры (п.7.5);

расчет остаточного срока службы арматуры (раздел 8).

Гидравлические испытания арматуры проводятся согласно разделу 3.1.3 Регламента входного контроля, технического обслуживания, ремонта, технического освидетельствования запорной арматуры и обратных затворов объектов магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» ОР-08.00-60.30.00-КТН-012-1-04.

5.3 Освидетельствование при эксплуатации арматуры проводится без остановки перекачки нефти и без разборки арматуры. Обследованию подлежат корпусные детали и остальные видимые элементы арматуры. Во время освидетельствования при эксплуатации арматуры проводятся работы:

анализ документации на арматуру (п.7.1);

контроль герметичности затвора арматуры (п.7.2);

техническое диагностирование без разборки арматуры (п.7.3);

расчеты на прочность корпусных деталей арматуры (п.7.4);

оценка технического состояния арматуры (п.7.5);

расчет остаточного срока службы арматуры (раздел 8).

5.4 Диагностическое обследование при проведении среднего ремонта арматуры проводится с остановкой перекачки нефти, опорожнением участка нефтепровода и разборкой арматуры. Обследованию подлежат корпусные детали и все элементы арматуры, доступные при открытии крышки арматуры. Во время диагностического обследования при проведении среднего ремонта арматуры проводятся работы:

контроль герметичности затвора арматуры (п.7.2);

техническое диагностирование с разборкой арматуры (п.7.3);

оценка технического состояния арматуры (п.7.5).

6 Организация работ по освидетельствованию трубопроводной арматуры

6.1 Выполнение технического освидетельствования осуществляется по договору между Заказчиком (ОАО МН) и Исполнителем, с привлечением Подрядчика (подрядных экспертных организаций).

6.2 Отношения Заказчика (ОАО МН) и Исполнителя и подрядных экспертных организаций на период выполнения технического освидетельствования определяются договором и настоящим РД.

6.3 Заказчик (ОАО МН) не менее, чем за 72 дня до начала работ по техническому освидетельствованию, направляет Исполнителю техническое задание на проведение работ по техническому освидетельствованию арматуры с перечнем арматуры, для которой требуется проведение работ.

Форма технического задания приведена в приложении А.

6.4 Исполнитель не менее чем за 20 дней до запланированного начала работ представляет Заказчику (ОАО МН) программу технического освидетельствования арматуры, разработанную и согласованную с территориальным органом Ростехнадзора (по месту нахождения ОАО МН) подрядной экспертной организацией выполняющей работы по техническому освидетельствованию оборудования.

6.5 Заказчик (ОАО МН) в трехдневный срок рассматривает программу технического освидетельствования арматуры, утверждает (главным инженером ОАО МН) и направляет Исполнителю. При наличии замечаний Заказчик (ОАО МН) отправляет Исполнителю программу на доработку. В свою очередь подрядная экспертная организация в 2-х дневный срок устраняет замечания и повторно передает программу Исполнителю для утверждения в ОАО МН.

Типовые Программы технического освидетельствования арматуры находящейся в эксплуатации и арматуры после капитального ремонта приведены в приложениях Б1 и Б2.

6.6 Исполнитель не менее чем за 10 дней до запланированного начала работ направляет в ОАО МН письменное уведомление о сроке прибытия Подрядчика для проведения диагностических работ, о составе бригады, копию документа, подтверждающего его аккредитацию в территориальном органе Ростехнадзора, и лицензии на право выполнения работ по техническому освидетельствованию и продлению срока эксплуатации трубопроводной арматуры.

6.7 Заказчик (ОАО МН) должен обеспечить условия для безопасного проведения работ, включая контроль загазованности воздуха в зоне производства работ.

6.8 Заказчик ОАО МН (РНУ) - владелец оборудования оформляет приказ на выполнение работ по техническому освидетельствованию с указанием ответственных лиц за выполнение подготовительных работ и работ по диагностическому обследованию оборудования из числа инженерно-технического персонала РНУ.

6.9 Перед началом работ по техническому освидетельствованию арматуры находящейся в эксплуатации Заказчик организует: проведение инструктажа работников Подрядчика, выполняющих работы по техническому освидетельствованию, оформление наряда-допуска на проведение газоопасных работ и работ повышенной опасности, проведение контроля загазованности. Подрядчик допускается к проведению работ на арматуре находящейся в эксплуатации после получения наряда-допуска на проведение газоопасных работ и работ повышенной опасности.

6.10 При проведении работ по техническому освидетельствованию Подрядчик руководствуется настоящим руководящим документом. Контроль, за полнотой выполнения работ по техническому освидетельствованию в соответствии с настоящим руководящим документом, возлагается на службы главного механика ОАО МН.

6.11 Результаты диагностирования и дефектоскопии, при проведении технического освидетельствования, фиксируются актами (приложения В, Г, Д, Е). Акты составляются в 3-х экземплярах, два из которых выдаются Заказчику (ОАО МН), третий – остается в подрядной экспертной организации, выполнившей контроль.

6.12 Результаты диагностирования, испытаний арматуры, расчетов согласно разделам 7,8 служат основанием для установления возможности дальнейшей эксплуатации арматуры свыше нормативного срока службы, отправления в ремонт или списания.

6.13 Сроки проведения последующего освидетельствования арматуры, рекомендации по контролю ее эксплуатации в течение прогнозируемого периода (остаточного срока службы), определяются подрядной экспертной организацией, выполняющей техническое освидетельствование, и отражаются в заключении.

6.14 Результаты освидетельствования арматуры отражаются в заключении и приложенном к нему техническом отчете.

Форма «Заключения по результатам технического освидетельствования трубопроводной арматуры» приведена в приложении Ж.

Требования к техническому отчету указываются в техническом задании на проведение работ по техническому освидетельствованию арматуры.

6.15 В течение 10 дней после окончания диагностических работ на объекте, Исполнитель передает Заказчику (ОАО МН), принятые по актам от подрядных экспертных организаций, на бумажном носителе и в электронном виде 1 экземпляр заключений по каждой единице арматуры и акты выполненных работ.

6.16 Заказчик (ОАО МН) в течение пяти дней проводит проверку представленных заключений на предмет полноты выполненных работ в соответствии с настоящим РД и технического освидетельствования арматуры, при отсутствии замечаний, совместно с сопроводительным письмом о регистрации заключений в адрес территориального органа Ростехнадзора, передает их Исполнителю для последующей регистрации в установленные Ростехнадзором срок (не более 1 месяца).

6.17 При наличии замечаний Заказчик (ОАО МН) передает Исполнителю представленные заключения на доработку и исправление всех замечаний в пятидневный срок.

6.18 В течение одного месяца подрядная экспертная организация регистрирует заключения в территориальном органе Ростехнадзора, после чего передает Исполнителю на бумажном носителе и в электронном виде 1 экземпляр заключений, а также акты выполненных работ на подписание их и передачу Заказчику (ОАО МН).

6.19 Согласованное с Ростехнадзором заключение является основанием для продления срока эксплуатации оборудования.

6.20 В срок не позднее 10-ти дней после получения согласованного заключения, подразделение-владелец арматуры, подтверждает приказом продление срока эксплуатации и доводит его до руководителей служб, ответственных за эксплуатацию трубопроводной арматуры.

6.21 Ответственный за эксплуатацию трубопроводной арматуры по результатам полученного заключения, оформляет соответствующие записи в паспорте (формуляре) арматуры. Заключение хранится совместно с паспортом (формуляром) арматуры, у ответственного за эксплуатацию данной арматуры.

7 Методика освидетельствования арматуры

7.1 Анализ документации на арматуру.

7.1.1 Рассмотрению подлежит следующая документация:

техническая документация, поставляемая заводом-изготовителем:

- паспорт;

- руководство по эксплуатации;

При отсутствии технической документации берется копия документации на однотипную арматуру.

эксплуатационная документация (паспорт (формуляр));

техническая документация по отказам и повреждениям, ранее проведенным техническим освидетельствованиям и ремонтам;

действующие в ОАО МН инструкции по эксплуатации, регламентирующие, порядок проведения и учета технического обслуживания и ремонта арматуры;

предписания контролирующих организаций (при наличии).

7.1.2 При рассмотрении документации на арматуру проводится:

анализ технической документации;

определение соответствия технических характеристик и конструкции арматуры требованиям ЭД;

выявление отклонений от назначенных характеристик, имевших место при эксплуатации арматуры (нарушениях эксплуатационных режимов, авариях и др.);

анализ имеющейся информации об эксплуатационных режимах и наработках арматуры за период эксплуатации на момент проведения оценки ее остаточного срока службы;

анализ информации об отказах, неисправностях, ранее проведенных ремонтах и профилактических мероприятиях, связанных с техническим обслуживанием и текущими ремонтами в процессе эксплуатации

получение информации, уточняющей программу диагностирования арматуры.

7.2 Контроль герметичности затвора арматуры

7.2.1 Контроль герметичности затвора трубопроводной арматуры в условиях эксплуатации.

Контроль герметичности затвора арматуры линейной части магистральных нефтепроводов производится двухсторонний (кроме переходов МН через водные преграды, камер приема и запуска СОД).

Направление контроля герметичности технологической арматуры НПС, переходов МН через водные преграды, камер приема и запуска СОД при последующей проверке меняется на противоположный.

Для контроля герметичности затвора создается перепад давления равный 0,1-0,2 МПа при избыточном давлении не менее 0,4 МПа.

Изменение давления на отсеченном участке нефтепровода контролируется по показаниям манометров (класса точности не хуже 0,6 и с предельной шкалой на давление не менее 4/3 от испытательного) не менее 30 мин.

Контроль герметичности затвора арматуры в процессе эксплуатации осуществляется акустическими течеискателями типа ULTRAPROBE-100, INSPECTOR 400, АЭТ-1МС либо другими с аналогичными характеристиками.

Изменение давления (за 30 мин на 0,1 МПа и более), фиксирование шума протечек нефти через затвор с применением акустических приборов, при снижении давления на отсеченном участке свидетельствуют о негерметичности затвора проверяемой запорной арматуры.

7.2.2 Контроль герметичности затвора арматуры после капитального ремонта.

7.2.2.1. Затвор арматуры перевести в положение «приоткрыто».

7.2.2.2. Установить в верхнее отверстие крышки указатель протечки (для шиберной задвижки).

7.2.2.3. Заполнить арматуру водой до полного удаления воздуха из полости корпуса.

7.2.2.4. Затвор арматуры перевести в положение «закрыто» (крутящим моментом или усилием на маховике, указанным в ТУ).

7.2.2.5. Создать избыточное давление во входном патрубке арматуры 1,1 PN. Выдержать 30 минут.

Испытание на герметичность в затворе обратных затворов проводится подачей воды давлением 1,1 PN в выходной патрубок при снятой заглушке на входном патрубке.

7.2.2.6. Снизить давление до 0 в выходном патрубке арматуры и снять заглушку.

7.2.2.7. Произвести контроль герметичности затвора - для шиберной задвижки через указатель протечки в крышке арматуры и в выходном патрубке; для клиновых задвижек и шаровых кранов в выходном патрубке. У шиберных задвижек дополнительно создать избыточное давление 1,1PN в полости корпуса, выдержать при установившемся давлении 5 минут и произвести контроль герметичности затвора в выходном патрубке.

Замер протечек не должен превышать максимально допустимых значений (таблица 1).

7.2.2.8. Для проверки герметичности затвора арматуры с другой стороны, произвести выполнение пунктов 7.2.2.1-7.2.2.7.

Величина протечек в затворе не должна превышать величин указанных в таблице 1.

Таблица 1. Максимально допустимые протечки в затворе запорной арматуры (см³/мин)

DN, мм	Класс герметичности
	А	В	С
	Нет видимых протечек	0,0006·DN	0,0018·DN
300	Нет видимых протечек	0,18	0,54
350	-/-	0,21	0,63
400	-/-	0,24	0,72
500	-/-	0,3	0,9
600	-/-	0,36	1,08
700	-/-	0,42	1,26
800	-/-	0,48	1,44
1000	-/-	0,6	1,8
1200	-/-	0,72	2,16
Примечания 1 При расчете протечек номинальный диаметр DN принимается в миллиметрах. 2 Температура испытательной воды – от плюс 5 до плюс 40 °С. 3 Погрешность измерений протечек не должна превышать: ±0,01см³/мин - для протечек меньше или равно 0,1 см³/мин; ±5%- для протечек больше 0,1см³/мин. 4 Сбор протечек осуществляется шприцем, измерение величины протечек - мензуркой (ГОСТ 1770) с ценой деления 0,1см³.

7.2.2.9 Нормы герметичности в затворе обратного затвора указываются в ТУ и эксплуатационной документации на конкретный обратный затвор.

Рекомендуемые нормы герметичности для обратных затворов указаны в таблице 2 (ГОСТ 13252).

Таблица 2. Нормы герметичности для обратных затворов

Давление номинальное PN, МПа (кгс/см²)	Пропуск среды см³/мин (для воды), не более, для обратных затворов с условным проходом DN, мм
Давление номинальное PN, МПа (кгс/см²)	300, 400	500, 600, 700	800, 1000	1200
< 4 (40)	25	45	80	150
³ 4 (40)	12	20	40	80

7.3 Методика технического диагностирования арматуры методами неразрушающего контроля

7.3.1 Подготовительные работы

7.3.1.1 ОАО МН в соответствии договором на проведение технического освидетельствования и программой освидетельствования обеспечивает подготовку арматуры к обследованию.

7.3.1.2 При подготовке арматуры к обследованию должны быть проведены следующие операции:

- вскрытие, очистка от грунта (для арматуры расположенной под землей), очистка от грязи, отслаивающейся краски, и изоляции;

- обработка поверхности узлов арматуры, в соответствии с требованиями к данному виду НК;

- обеспечение освещения и электропитания приборов и технических средств диагностирования в соответствии с действующими на объекте правилами техники безопасности;

7.3.1.3 Подготовку поверхности арматуры для проведения НК проводят специалисты ОАО МН.

Во время диагностического обследования при проведении среднего ремонта арматуры внутренние поверхности корпусных деталей и элементов арматуры, доступные при открытии крышки арматуры, должны быть очищены от нефти, смоло-парафиновых отложений, рыхлых продуктов коррозии и т.п.

7.3.1.4 Шероховатость поверхности элементов арматуры и сварных соединений для проведения контроля должна быть не более:

Rа 6,3 (Rz 40) при АЭ контроле (в области расположения преобразователей акустической эмиссии);

Rа 6,3 (Rz 40) при УЗК (в области расположения пьезопреобразователей);

Rа 10 (Rz 63) – при МПК;

Rа 12,5 (Rz 80) – при визуальном и измерительном контроле;

7.3.1.5 Обработку поверхности элементов арматуры и сварных соединений для проведения неразрушающего контроля проводить установкой абразивно-струйной очистки (пескоструйный аппарат) с техническими характеристиками не ниже:

Ширина очищаемой полосы, мм 40-60;

Производительность, м²/час до 20;

7.3.1.6 Площадь обрабатываемой поверхности для проведения УЗТ – не менее 1,5 диаметров рабочей поверхности используемого пьезоэлектрического преобразователя.

7.3.2 Общие требования к проведению неразрушающего контроля

7.3.2.1 Методы, объемы работ и последовательность применения методов неразрушающего контроля элементов арматуры, в процессе технического диагностирования при разных видах освидетельствования приведены в таблице 3.

7.3.2.2 Неразрушающий контроль (НК) арматуры должен выполняться комплексом методов, обеспечивающим надежное выявление возможных отклонений параметров технического состояния от нормы.

7.3.2.3 Неразрушающий контроль (НК) арматуры должен предусматривать:

- проведение визуального и измерительного контроля элементов арматуры;

- акустико-эмиссионный или магнитометрический контроль;

- контроль сплошности металла основных несущих элементов, выполняемый с помощью, капиллярного или магнитопорошкового, ультразвукового контроля, рекомендованных в результате АЭ контроля или магнитометрического контроля;

- проведение ультразвуковой толщинометрии в местах наибольшего коррозионно-эрозионного воздействия среды на металл с целью установления фактической толщины стенок элементов и наличия коррозионного или эрозионного износа;

- определение механических характеристик путем измерения твердости в технически доступных местах деформированных участков и повреждений, выявленных при визуальном контроле и согласно схеме проведения неразрушающего контроля.

Места проведения неразрушающего контроля приведены в приложениях И, К, Л, М).

7.3.2.4 При проведении акустико-эмиссионного контроля арматуры во время эксплуатации, арматура нагружается внутренним давлением не более допустимого рабочего давления нефтепровода (Рдоп). При невозможности проведения акустико-эмиссионного контроля арматуры во время эксплуатации применяется магнитометрический контроль.

7.3.2.5 Неразрушающий контроль проводить при температуре окружающей среды лежащей в диапазоне рабочих температур прибора на конкретный вид неразрушающего контроля. Если температура окружающей среды выходит за пределы диапазона рабочих температур, необходимо, силами ОАО МН искусственно обеспечить необходимую температуру.

Таблица 3. Методы, объемы работ неразрушающего контроля элементов арматуры и последовательность их применения при разных видах освидетельствования

Элементы арматуры		Освидетельствование после капитального ремонта арматуры		Освидетельствование при эксплуатации арматуры без остановки перекачки нефти		Диагностическое обследование при проведении среднего ремонта арматуры
Элементы арматуры		Метод и цель контроля	Объем работ	Метод и цель контроля	Объем работ	Метод и цель контроля	Объем работ
Задвижка клиновая	корпус, крышка, патрубки	1. Акустико-эмиссионный контроль для определения акустически активных зон	100%	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 4	100%	1. Акустико-эмиссионный или магнитометрический контроль для определения акустически активных зон или зон концентрации механических напряжений	100%
		2. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 4	100%	2. Акустико-эмиссионный или магнитометрический контроль для определения акустически активных зон или зон концентрации механических напряжений	100%	2. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 4	100%
		3. Ультразвуковой контроль и радиография сварных швов и концов патрубков для обнаружения дефектов по таблице 4	100%	3. Ультразвуковой контроль и радиография сварных швов и концов патрубков для обнаружения дефектов по таблице 4	100%	3. Ультразвуковой контроль и радиография сварных швов и концов патрубков для обнаружения дефектов по таблице 4	100%
		4. Капиллярный или магнитопорошковый контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 4	Места по результатам АЭ контроля	4. Капиллярный или магнитопорошковый контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 4	Места по результатам АЭ контроля или ММК	4. Капиллярный или магнитопорошковый контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 4	Места по результатам АЭ контроля или ММК
		5. Ультразвуковой контроль корпусных деталей для обнаружения дефектов приведенных в таблице 4	Места по результатам АЭ контроля	5. Ультразвуковой контроль корпусных деталей для обнаружения дефектов приведенных в таблице 4	Места по результатам АЭ контроля или ММК	5. Ультразвуковой контроль корпусных деталей для обнаружения дефектов приведенных в таблице 4	Места по результатам АЭ контроля или ММК
		6. Ультразвуковая толщинометрия для определения фактической толщины стенок корпусных деталей	Места в соответствии со схемой мест обследования	6. Ультразвуковая толщинометрия для определения фактической толщины стенок корпусных деталей	Места в соответствии со схемой мест обследования	6. Ультразвуковая толщинометрия для определения фактической толщины стенок корпусных деталей	Места в соответствии со схемой мест обследования
		7. Измерение твердости для контроля механических характеристик	Места по результатам АЭ контроля и в местах проведения УЗТ	7. Измерение твердости для контроля механических характеристик	Места по результатам АЭ контроля и в местах проведения УЗТ
	шпиндель	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	Контроль видимой части в крайних положениях – «открыто - закрыто»	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%
		2. Капиллярный или магнитопорошковый контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	цилиндрическая часть			2. Капиллярный или магнитопорошковый контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	цилиндрическая часть
		3. Ультразвуковой контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	резьбовая часть и 20 см., от места соединения с клином.			3. Ультразвуковой контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	резьбовая часть и 20 см., от места соединения с клином.
	уплотнительные поверхности узла затвора	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 4	100%	-	-	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 4	100%
	направляющие клина	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%	-	-	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%
	втулки бугельного узла	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	Контроль видимой части	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%
	стойка	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%
	подшипник	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	Контроль видимой части	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%
	нажимное и опорное кольца сальникового узла (втулка)	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	Контроль видимой части	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%
	шпильки	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	Контроль видимой части	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%
	гайки	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	Контроль видимой части	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%
	прокладка основного разъема	Подлежит замене		1. Контроль газоанализатором	Контроль видимой части	Подлежит замене
Задвижка шиберная	корпус, крышка, патрубки	1. Акустико-эмиссионный контроль для определения акустически активных зон	100%	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 4	100%	1. Акустико-эмиссионный или магнитометрический контроль для определения акустически активных зон или зон концентрации механических напряжений	100%
		2. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 4	100%	2. Акустико-эмиссионный или магнитометрический контроль для определения акустически активных зон или зон концентрации механических напряжений	100%	2. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 4	100%
		3. Ультразвуковой контроль и радиография сварных швов и концов патрубков для обнаружения дефектов по таблице 4	100%	3. Ультразвуковой контроль и радиография сварных швов и концов патрубков для обнаружения дефектов по таблице 4	100%	3. Ультразвуковой контроль и радиография сварных швов и концов патрубков для обнаружения дефектов по таблице 4	100%
		4. Капиллярный или магнитопорошковый контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 4	Места по результатам АЭ контроля	4. Капиллярный или магнитопорошковый контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 4	Места по результатам АЭ контроля или ММК	4. Капиллярный или магнитопорошковый контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 4	Места по результатам АЭ контроля или ММК
		5. Ультразвуковой контроль корпусных деталей для обнаружения дефектов приведенных в таблице 4	Места по результатам АЭ контроля	5. Ультразвуковой контроль корпусных деталей для обнаружения дефектов приведенных в таблице 4	Места по результатам АЭ контроля или ММК	5. Ультразвуковой контроль корпусных деталей для обнаружения дефектов приведенных в таблице 4	Места по результатам АЭ контроля или ММК
		6. Ультразвуковая толщинометрия для определения фактической толщины стенок корпусных деталей	Места в соответствии со схемой мест обследования	6. Ультразвуковая толщинометрия для определения фактической толщины стенок корпусных деталей	Места в соответствии со схемой мест обследования	6. Ультразвуковая толщинометрия для определения фактической толщины стенок корпусных деталей	Места в соответствии со схемой мест обследования
		7. Измерение твердости для контроля механических характеристик	Места по результатам АЭ контроля и в местах проведения УЗТ	7. Измерение твердости для контроля механических характеристик	Места по результатам АЭ контроля и в местах проведения УЗТ
	шпиндель	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	Контроль видимой части	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%
		2. Капиллярный или магнитопорошковый контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	цилиндрическая часть			2. Капиллярный или магнитопорошковый контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	цилиндрическая часть
		3. Ультразвуковой контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	резьбовая часть и 20 см., от места соединения с шибером			3. Ультразвуковой контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	резьбовая часть и 20 см, от места соединения с шибером
	уплотнительные поверхности узла затвора	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 4	100%	-	-	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 4	100%
	дренажный трубопровод (при наличии)	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%	-	-	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%
	втулки бугельного узла	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	Контроль видимой части	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%
	стойка	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%
	подшипник	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	Контроль видимой части	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%
	втулки сальникового узла	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	Контроль видимой части	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%
	шпильки	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	Контроль видимой части	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%
	гайки	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	Контроль видимой части	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%
	прокладка основного разъема	Подлежит замене		1. Контроль газоанализатором	Контроль видимой части	Подлежит замене
Кран шаровой, кран трехходовый	корпус	1. Акустико-эмиссионный контроль для определения акустически активных зон	100%	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 4	100%	1. Акустико-эмиссионный или магнитометрический контроль для определения акустически активных зон или зон концентрации механических напряжений	100%
		2. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 4	100%	2. Акустико-эмиссионный или магнитометрический контроль для определения акустически активных зон или зон концентрации механических напряжений	100%	2. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 4	100%
		3. Ультразвуковой и радиографический контроль сварных швов для обнаружения дефектов приведенных в таблице 4	100%	3. Ультразвуковой и радиографический контроль сварных швов для обнаружения дефектов приведенных в таблице 4	100%	3. Ультразвуковой и радиографический контроль сварных швов для обнаружения дефектов приведенных в таблице 4	100%
		4. Капиллярный или магнитопорошковый контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 4	Места по результатам АЭ контроля	4. Капиллярный или магнитопорошковый контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 4	Места по результатам АЭ контроля или ММК	4. Капиллярный или магнитопорошковый контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 4	Места по результатам АЭ контроля или ММК
		5. Ультразвуковой контроль корпусных деталей для обнаружения дефектов приведенных в таблице 4	Места по результатам АЭ контроля	5. Ультразвуковой контроль корпусных деталей для обнаружения дефектов приведенных в таблице 4	Места по результатам АЭ контроля или ММК	5. Ультразвуковой контроль корпусных деталей для обнаружения дефектов приведенных в таблице 4	Места по результатам АЭ контроля или ММК
		6. Ультразвуковая толщинометрия для определения фактической толщины стенок корпусных деталей	Места в соответствии со схемой мест обследования	6. Ультразвуковая толщинометрия для определения фактической толщины стенок корпусных деталей	Места в соответствии со схемой мест обследования	6. Ультразвуковая толщинометрия для определения фактической толщины стенок корпусных деталей	Места в соответствии со схемой мест обследования
		7. Измерение твердости для контроля механических характеристик	Места по результатам АЭ контроля и в местах проведения УЗТ	7. Измерение твердости для контроля механических характеристик	Места по результатам АЭ контроля и в местах проведения УЗТ
	шток	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	Контроль видимой части	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%
		2. Капиллярный или магнитопорошковый контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	цилиндрическая часть			2. Капиллярный или магнитопорошковый контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	цилиндрическая часть
		3. Ультразвуковой контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%.			3. Ультразвуковой контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%
	уплотнительные поверхности узла затвора	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 4	100%	-	-	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 4	100%
	подшипник	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%	-	-	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%
	кольца уплотнительные	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%	-	-	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%
	шпильки	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	Контроль видимой части	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%
	гайки	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	Контроль видимой части	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%
	штифты	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%	-	-	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%
Затвор обратный	корпус и крышка	1. Акустико-эмиссионный контроль для определения акустически активных зон	100%	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 4	100%	1. Акустико-эмиссионный или магнитометрический контроль для определения акустически активных зон или зон концентрации механических напряжений	100%
		2. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 4	100%	2. Акустико-эмиссионный или магнитометрический контроль для определения акустически активных зон или зон концентрации механических напряжений	100%	2. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 4	100%
		3. Ультразвуковой и радиографический контроль сварных швов для обнаружения дефектов приведенных в таблице 4	100%	3. Ультразвуковой и радиографический контроль сварных швов для обнаружения дефектов приведенных в таблице 4	100%	3. Ультразвуковой и радиографический контроль сварных швов для обнаружения дефектов приведенных в таблице 4	100%
		4. Капиллярный или магнитопорошковый контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 4	Места по результатам АЭ контроля	4. Капиллярный или магнитопорошковый контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 4	Места по результатам АЭ контроля или ММК	4. Капиллярный или магнитопорошковый контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 4	Места по результатам АЭ контроля или ММК
		5. Ультразвуковой контроль корпусных деталей для обнаружения дефектов приведенных в таблице 4	Места по результатам АЭ контроля	5. Ультразвуковой контроль корпусных деталей для обнаружения дефектов приведенных в таблице 4	Места по результатам АЭ контроля или ММК	5. Ультразвуковой контроль корпусных деталей для обнаружения дефектов приведенных в таблице 4	Места по результатам АЭ контроля или ММК
		6. Ультразвуковая толщинометрия для определения фактической толщины стенок корпусных деталей	Места в соответствии со схемой мест обследования	6. Ультразвуковая толщинометрия для определения фактической толщины стенок корпусных деталей	Места в соответствии со схемой мест обследования	6. Ультразвуковая толщинометрия для определения фактической толщины стенок корпусных деталей	Места в соответствии со схемой мест обследования
		7. Измерение твердости для контроля механических характеристик	Места по результатам АЭ контроля и в местах проведения УЗТ	7. Измерение твердости для контроля механических характеристик	Места по результатам АЭ контроля и в местах проведения УЗТ
	ось	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	Контроль видимой части	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%
		2. Капиллярный или магнитопорошковый контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	цилиндрическая часть			2. Капиллярный или магнитопорошковый контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	цилиндрическая часть
		3. Ультразвуковой контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%.			3. Ультразвуковой контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%
	уплотнительные поверхности узла затвора	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 4	100%	-	-	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 4	100%
	шпильки	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	Контроль видимой части	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%
	гайки	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	Контроль видимой части	1. Визуально-измерительный контроль для обнаружения дефектов приведенных в таблице 5	100%
	прокладка основного разъема	Подлежит замене		1. Контроль газоанализатором	Контроль видимой части	Подлежит замене

Примечания:

1) При невозможности проведения АЭ контроля – проводится магнитометрический контроль.

2) Магнитопорошковый контроль является альтернативным капиллярному контролю.

АЭ контроль во время диагностического обследования при проведении среднего ремонта арматуры проводится до остановки перекачки нефти.

7.3.3 Визуальный и измерительный контроль арматуры и ее элементов¹

_______________________

¹ Во время проведения освидетельствования при эксплуатации арматуры визуально-измерительному контролю подвергаются наружные стенки корпусных деталей, сварные швы, видимые части элементов арматуры!

7.3.3.1 Визуально-измерительному контролю подлежат: корпус, крышка, области входных и выходных патрубков, шпиндель (шток, вал, ось вращения); резьба втулок, (износ витков, сколы резьбы); запорные органы узла затвора (клинья, шиберы, пробки, захлопки) у задвижек; уплотнительные поверхности узла затвора (седел, дисков, клиньев, шиберов, пробок, захлопок, с целью обнаружения там раковин, трещин, следов эрозии, коррозии); крепежные и соединительные детали арматуры (шпильки, болты, гайки); прокладки и поверхности уплотнения в местах сочленения сборочных единиц арматуры;

При ВИК корпуса и крышки выполняется проверка параллельности фланцев.

При проведении ВИК следует руководствоваться требованиями РД 03-606-03.

7.3.3.2 Контролю подлежат все сварные швы с наружной и внутренней (при наличии доступа) стороны арматуры (а также примыкающие к ним участки основного металла по обе стороны от шва шириной не менее 50 мм).

7.3.3.3 Контролю подвергается фундамент арматуры, и в случае его разрушения или наличия зазора между арматурой и опорой, эксперт обязан отметить это в Акте проведения ВИК. Дефекты фундамента должны быть устранены силами ОАО МН.

7.3.3.4 ВИК арматуры и ее элементов проводится для выявления следующих дефектов, возникших при эксплуатации (или допущенных при производстве):

всех видов трещин (на внешней и внутренней поверхности корпуса);

одиночных и рассредоточенных раковин;

коррозионных повреждений (в застойных зонах, местах скопления влаги и коррозионных продуктов), на участках поверхности возле конструкционных или технологических щелей; на седлах и скользящих поверхностях (поскольку при ее возникновении наблюдаются утечки и заедания);

подрезов, прожогов, кратеров непроваров, пор в сварных соединениях;

смятия, сколов, износа деталей;

деформированных участков;

нарушения целостности резьбовых соединений, крепежных и уплотнительных элементов.

7.3.3.5 При проведении ВИК особое внимание должно быть обращено на:

места со следами пропуска рабочей среды;

места, ранее подвергавшиеся ремонту сваркой;

переходы «фланец-корпус» и «фланец-крышка»;

радиусные переходы от корпуса к патрубкам, от корпуса и крышки к фланцам и другие места резких переходов в корпусных деталях;

уплотнительные поверхности в затворе, во фланцевом разъеме «корпус-крышка»;

места контакта шпинделя с сальниковой набивкой;

ходовую резьбу шпинделя (штока) и втулки резьбовой;

крепеж фланцевого разъема «корпус-крышка».

7.3.3.6 При визуальном и измерительном контроле фиксируются все обнаруженные дефекты и отклонения от требований ЭД.

7.3.3.7 В случае обнаружения локально деформированных зон или общей остаточной деформации, проводится измерение геометрических параметров дефектных участков, а также их последующий контроль неразрушающими методами.

7.3.3.8 При наличии следов механического износа следует проверить размеры изнашиваемых деталей и зазоры между подвижными сопрягаемыми деталями.

7.3.3.9 Для измерения параметров выявленных повреждений и дефектов следует применять исправные, прошедшие метрологическую поверку, инструменты и приборы: лупы измерительные, металлические измерительные линейки, штангенциркули.

7.3.3.10 При осмотре поверхности в доступных местах используются лупы не менее, чем 4-х кратного увеличения, в недоступных – эндоскопы. Осмотр проводится с применением местной подсветки.

7.3.4 Диагностирование арматуры и ее элементов неразрушающими методами контроля с помощью технических средств диагностики

7.3.4.1 При акустико-эмиссионном (АЭ) контроле осуществляется регистрация акустического сигнала, возникающего при развитии дефекта. 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.

Регистрация АЭ сигналов позволяет определить развивающиеся и сквозные трещины, образование свищей.

Методика проведения АЭ контроля приведена в Приложении Н.

7.3.4.2 При магнитометрическом контроле осуществляется измерение напряженности магнитного поля рассеяния Нр, которая характеризует напряженно-деформированное состояние материала. Если при магнитометрическом контроле обнаружены линии концентрации механических напряжений, то там необходимо проведение дополнительного дефектоскопического контроля магнитопорошковым, капиллярным и ультразвуковым методами контроля для обнаружения возможных дефектов.

Методика ММК приведена в Приложении П.

7.3.4.3 Капиллярный метод предназначен для обнаружения поверхностных или сквозных несплошностей (трещин и пор) в корпусе арматуры в акустически активных зонах, выявленных при АЭ контроле, или в районе линий и зон концентрации механических напряжений, найденных при магнитометрическом контроле напряженно-деформированного состояния металла корпусных деталей. При этом определяется протяженность этих несплошностей и их ориентация на поверхности.

Методика проведения КК приведена в Приложении Р.

7.3.4.4 Магнитопорошковый контроль (МПК) применяется для выявления поверхностных и подповерхностных нарушений сплошности металла элементов арматуры из ферромагнитных материалов.

МПК подвергают участки корпуса и сварных швов корпусных деталей с акустически активными источниками, обнаруженными при АЭ контроле, или в зонах концентрации механических напряжений, обнаруженных с помощью магнитометрического индикатора механических напряжений, а также элементы арматуры.

Методика проведения МПК приведена в Приложении С.

7.3.4.5 Ультразвуковая дефектоскопия (УЗД) применяется для выявления дефектов типа трещин, расслоений, неметаллических включений, газовых пор и других несплошностей, вызывающих появление эхосигналов с амплитудой, больше заданного определенного значения, называемого уровнем фиксации, или уменьшение прошедшего сигнала до значения, меньше заданного уровня фиксации.

УЗК подвергают участки корпуса и сварных швов корпусных деталей с акустически активными источниками, обнаруженными при АЭ контроле, или в зонах концентрации механических напряжений, обнаруженных с помощью магнитометрического индикатора механических напряжений, а также все сварные швы арматуры и в местах концентрации механических напряжений.

Методика проведения УЗК приведена в Приложении Т.

7.3.4.6 Ультразвуковая толщинометрия (УЗТ) проводится с целью определения фактической толщины элементов арматуры, определения наличия и характера внутренних металлургических дефектов (структурные неоднородности) в основном материале и околошовных зонах, а также для уточнения основных параметров УЗК сварных соединений арматуры.

Количество и расположение точек измерения определяется программой и рекомендуемой схемой контроля (приложения И, К, Л, М). Для повышения достоверности результатов в каждой точке следует проводить не менее 5-и измерений на площади 50 х 50 мм и определять среднее минимальное и максимальное значения.

В случае необходимости (при обнаружении зон с повышенным коррозионным износом или др. дефектами) количество точек измерений должно быть увеличено для определения границ зоны износа.

Измерение толщины металла производится на каждой цилиндрической поверхности по четырем взаимно перпендикулярным направлениям (приложения И, К, Л, М).

Места замера толщины корпусных деталей арматуры должны быть обозначены на эскизном рисунке арматуры. При последующих обследованиях толщина корпусных деталей арматуры должна производиться в тех же местах, что и при предыдущем обследовании.

7.3.4.7 Радиографический контроль применяется: для выявления в сварных соединениях трещин, непроваров, пор и включений (шлаковых, вольфрамовых, окисных и других), для выявления прожогов, подрезов, оценки величины выпуклости и вогнутости корня шва, неопределяемых при визуальном контроле.

Радиографический контроль следует проводить в соответствии с ГОСТ 7512.

Для радиографического контроля сварных швов оборудования используются переносные рентгеновские аппараты или гамма–дефектоскопы.

7.3.4.8 Измерение твердости дает возможность получить фактические значения предела прочности материала в соответствии с ГОСТ 22761.

Измерения твердости металла осуществляется в местах с концентраторами напряжений или источников сигналов АЭ II, III, IV классов и в местах замера толщины стенки.

Порядок проведения замера твердости материалов корпусов и сварных швов приведен в приложении У.

7.3.5 Анализ повреждений и параметров технического состояния арматуры. Критерии значимости обнаруженных дефектов и отклонений

7.3.5.1 Анализ повреждений и параметров технического состояния элементов арматуры проводится на основании данных, полученных при техническом диагностировании.

7.3.5.2 Цель анализа - установление текущего технического состояния арматуры и уровня поврежденности, оценка прочности элементов арматуры и определения на основе выполненного анализа и расчетов установление срока и условий дальнейшей эксплуатации арматуры.

7.3.5.3 Параметрами конструкционных элементов арматуры, определяющими ее текущее техническое состояние, являются:

- несплошности (в основном металле корпуса и сварных соединениях);

- коррозионные (эрозионные) повреждения (в том числе и связанные с этими повреждениями утонения стенок корпуса);

- трещины (в основном металле корпуса и сварных соединениях, элементах крепления - в шпильках, болтах);

- твердость (физико-механические характеристики);

- толщина стенки корпусных деталей;

- деформация элементов (в том числе элементов крепления).

7.3.5.4 К критериям, при которых дальнейшая эксплуатация элемента арматуры недопустима, относятся наличие:

- трещин всех видов и направлений, возникших за период эксплуатации;

- трещин всех видов и направлений, которые были допущены при производстве и не зарегистрированные в процессе предыдущих обследований и НК, которые по данным АЭ контроля отнесены к категории развивающихся;

- общего коррозионного (эрозионного) износа стенок корпуса до отбраковочной толщины, при этом величина отбраковочной толщины определяется по результатам расчета корпуса арматуры на прочность;

- ухудшения в процессе эксплуатации физико-механических характеристик и структуры металла, при которых несущая способность элементов окажется ниже расчетной;

- нарушение герметичности по основному металлу или уплотнительным элементам фланцевых и резьбовых соединений. Нарушение герметичности в затворах запорных органов и уплотнений "по штоку".

7.3.5.5 Недопустимые дефекты корпусных деталей арматуры и узла затвора приведены в таблице 4.

7.3.5.6 При обнаружении недопустимых дефектов корпусных деталей арматуры и узла затвора дальнейшая эксплуатация арматуры запрещается. Арматура должна быть вырезана и направлена в ремонт.

7.3.5.7 Если дефекты не обнаружены, или обнаружены допустимые дефекты арматура признается годной к дальнейшей эксплуатации. Места, где обнаружены допустимые дефекты, при последующих освидетельствованиях подвергаются обязательному контролю.

7.3.5.8 В таблице 5 приведены недопустимые дефекты выемных элементов арматуры. Детали, у которых обнаружены дефекты, должны быть заменены или отремонтированы во время освидетельствования силами ОАО МН. При невозможности замены или ремонта деталей на месте, арматура подлежит демонтажу с трубопровода.

Таблица 4. Недопустимые дефекты корпусных деталей арматуры и узла затвора

Элементы арматуры	Описание дефекта	Недопустимые размеры дефекта	Метод контроля для обнаружения дефекта
1. необработанные поверхности корпуса, крышки, патрубков	подповерхностные трещины, свищи	не допускается	Капиллярный, магнитопорошковый
	поверхностные трещины, наплавки выполненные в процессе эксплуатации	не допускается	Визуально-измерительный, капиллярный, магнитопорошковый
	раковины	одиночные в плане более 5 мм и глубиной более 15 % толщины стенки	Визуально-измерительный, ультразвуковой, капиллярный, магнитопорошковый
	раковины	рассредоточенные в плане более 3 мм и глубиной более 15 % толщины стенки, в количестве более трех на площади размером 100 на 100 мм при расстоянии между ними менее 15 мм.	Визуально-измерительный, ультразвуковой
	риска (царапина, задир)	глубиной более 5% толщины стенки	Визуально-измерительный
	внутренние несплошности	площадью более 20 мм²для толщин до 50 мм и более 30 мм² для толщин от 50 до 100 -мм	Ультразвуковой
2. обработанные поверхности корпуса, крышки
2.1 отверстия под запрессовку втулок или под сальниковую набивку	трещины, наплавки, раковины	не допускается	Визуально-измерительный
2.2 сопрягаемые поверхностях фланцевого соединения «корпус-крышка»	трещины, наплавки	не допускается	Визуально-измерительный
	раковины	в плане более 1 мм и глубиной более 1 мм	Визуально-измерительный
3. сварные швы корпусных деталей	трещины, незаваренные кратеры, прожоги, свищи	не допускается	Визуально-измерительный, ультразвуковой, радиографический
	непровары, несплавления	глубиной от 1 мм и длиной от 30 мм.	Ультразвуковой, радиографический
	подрезы	глубиной от 0,5 мм и длиной от 150 мм.	Визуально-измерительный
	поры	более 5% толщины свариваемых деталей.	Ультразвуковой, радиографический
	шлаковые включения	глубиной от 10% толщины шва и длиной от 7 мм.	Ультразвуковой, радиографический
	несоответствие размеров	Несоответствие размеров, выходящее за пределы допуска на размер.	Визуально-измерительный
4. узел затвора	негерметичность	величины протечек, превышающие величины, указанные в таблице 1 и 2	Испытания на герметичность затвора
4.1 уплотнительные поверхности узла затвора	поверхностные несплошности, эрозионный износ	не допускается	Визуально-измерительный

Таблица 5. Недопустимые дефекты выемных элементов арматуры

Элементы арматуры		Недопустимые дефекты	Метод контроля для обнаружения дефекта
Задвижка клиновая	шпиндель	поверхностные трещины, изогнутость, задиры, несоответствие геометрических размеров резьбовой части шпинделя паспортным данным	Визуально-измерительный, капиллярный, магнитопорошковый
	шпиндель	подповерхностные трещины и несплошности	Ультразвуковой
	втулки бугельного узла	трещины, смятие, сколы, срыв резьбы у резьбовой втулки	Визуально-измерительный
	подшипник	трещины колец, выкрашивание металла на кольцах, телах качения, выбоины на беговых дорожках колец, забоины, вмятины, глубокие риски на кольцах подшипников, цвета побежалости, трещины, забоины, вмятины на сепараторе.	Визуально-измерительный
	нажимное и опорное кольца сальникового узла (втулка)	износ, смятие, трещины, сколы	Визуально-измерительный
	направляющие клина	трещины, задиры, направляющие должны быть приварены к корпусу по всей длине	Визуально-измерительный
	шпильки	трещины, задиры, смятие и срез витков или витка резьбы, остаточная деформация, приводящая к изменению профиля резьбы, износ боковых граней гаек.	Визуально-измерительный
	гайки		Визуально-измерительный
Задвижка шиберная	шпиндель	поверхностные трещины, изогнутость, задиры, несоответствие геометрических размеров резьбовой части шпинделя паспортным данным	Визуально-измерительный, капиллярный, магнитопорошковый
	шпиндель	подповерхностные трещины и несплошности	Ультразвуковой
	втулки бугельного узла	трещины, смятие, сколы.	Визуально-измерительный
	подшипник	трещины колец, выкрашивание металла на кольцах, телах качения, выбоины на беговых дорожках колец, забоины, вмятины, глубокие риски на кольцах подшипников, цвета побежалости, трещины, забоины, вмятины на сепараторе.	Визуально-измерительный
	втулка сальникового уплотнения	износ, смятие, трещины, срыв резьбы	Визуально-измерительный
	шпильки	трещины, задиры, смятие и срез витков или витка резьбы, остаточная деформация, приводящая к изменению профиля резьбы, износ боковых граней гаек.	Визуально-измерительный
	гайки		Визуально-измерительный
	дренажный трубопровод	отсутствие функционирования дренажного трубопровода, отсутствие герметичности относительно внешней среды по соединениям дренажного трубопровода, коррозионное утонение стенки более 20%.	Визуально-измерительный
Кран шаровой	шток	поверхностные трещины, задиры, несоответствие геометрических размеров штока паспортным данным	Визуально-измерительный, капиллярный, магнитопорошковый
	шток	подповерхностные трещины и несплошности	Ультразвуковой
	подшипник	трещины колец, выкрашивание металла на кольцах, телах качения, выбоины на беговых дорожках колец, забоины, вмятины, глубокие риски на кольцах подшипников, цвета побежалости, трещины, забоины, вмятины на сепараторе.	Визуально-измерительный
	кольца уплотнительные	трещины, разрывы	Визуально-измерительный
	шпильки	трещины, задиры, смятие и срез витков или витка резьбы, остаточная деформация, приводящая к изменению профиля резьбы, износ боковых граней гаек.	Визуально-измерительный
	гайки		Визуально-измерительный
	штифты	трещины, задиры, смятие.	Визуально-измерительный
Кран трехходовый	шток	поверхностные трещины, задиры, несоответствие геометрических размеров штока паспортным данным	Визуально-измерительный, капиллярный, магнитопорошковый
	шток	подповерхностные трещины и несплошности	Ультразвуковой
	подшипник	трещины колец, выкрашивание металла на кольцах, телах качения, выбоины на беговых дорожках колец, забоины, вмятины, глубокие риски на кольцах подшипников, цвета побежалости, трещины, забоины, вмятины на сепараторе.	Визуально-измерительный
	кольца уплотнительные	трещины, разрывы	Визуально-измерительный
	шпильки	трещины, задиры, смятие и срез витков или витка резьбы, остаточная деформация, приводящая к изменению профиля резьбы, износ боковых граней гаек.	Визуально-измерительный
	гайки		Визуально-измерительный
	штифты	трещины, задиры, смятие.	Визуально-измерительный
Обратный затвор	ось	поверхностные трещины, задиры, несоответствие геометрических размеров оси паспортным данным	Визуально-измерительный, капиллярный, магнитопорошковый
	ось	подповерхностные трещины и несплошности	Ультразвуковой
	шпильки	трещины, задиры, смятие и срез витков или витка резьбы, остаточная деформация, приводящая к изменению профиля резьбы, износ боковых граней гаек.	Визуально-измерительный
	гайки		Визуально-измерительный
	демпфер (противовес)	следы протечки на гидравлическом устройстве.	Визуально-измерительный

7.4 Расчет на прочность арматуры

7.4.1 Арматура (кроме списанной по результатам диагностики) после выполнения работ по дефектоскопии или диагностированию проверяется на прочность по зонам, имеющим наибольшие напряжения.

7.4.2 Должны быть проведены расчеты:

- расчет на прочность корпуса и крышки;

- расчет минимально допустимой толщины корпуса и крышки;

7.4.3 Нормирование прочности узлов и деталей арматуры необходимо выполнять по следующим нормативным документам:

- Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность. ГОСТ 14249-89 (с учетом поправок 1997 г.);

- Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность с учетом малоцикловых нагрузок. РТМ 26-01-92-76;

- Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность и герметичность фланцевых соединений. РД 26-15-88.

- Сосуды и аппараты стальные. Днища и крышки сферические необработанные. Нормы и методы расчета на прочность. ГОСТ 25221-82.

7.4.4 Оценочные расчеты необходимо выполнять с использованием инженерных методов, содержащихся в нормативных документах, указанных в п. 7.4.3, либо в другой нормативной документации или в справочной литературе. Более полные расчеты численными методами необходимо выполнять по аттестованным компьютерным программам.

7.4.5 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.

7.5 Оценка технического состояния арматуры

7.6.1 Техническое состояние арматуры определяется по совокупности результатов:

- анализа документации на арматуру;

- диагностирования арматуры методами неразрушающего контроля и анализа параметров технического состояния, повреждений и дефектов;

- гидравлические испытания (во время освидетельствования при капитальном ремонте);

- поверочных расчетов на прочность.

7.6.2 Арматура допускается к дальнейшей эксплуатации в установленном порядке, если в результате проведенного технического освидетельствования определено, что:

- при расчетных параметрах нагружения (давлении и температуре) она находится в работоспособном состоянии (в том числе, коррозионный и эрозионный износ металла не снижает несущую способность нагруженных элементов ниже расчетной);

- материальное и конструктивное исполнение арматуры отвечает требованиям НД;

- состояние металла удовлетворяет требованиям НД;

- прочность и плотность соединений и элементов арматуры не ниже показателей, регламентируемых технической документацией на арматуру;

- отсутствуют недопустимые дефекты и иные отклонения от требований НД, которые могут повлиять на работоспособное состояние арматуры;

7.6.3 Для арматуры, допускаемой к дальнейшей эксплуатации, определяется остаточный срок службы.

8. Определение остаточного срока службы трубопроводной арматуры

8.1.1 Для определения остаточного срока службы арматуры выполняется расчет минимально допустимой толщины стенки d_min по допускаемым напряжениям s_доп.

для корпусов цилиндрической формы:

, (1)

для корпусов сферической формы:

, (2)

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 арматуры, изготовленной методом литья.

Значения s_доп. берутся из таблицы 6.

При этом должно быть соблюдено условие

d_ф > d_min (3)

Если условие (3) не соблюдается, то арматура должна быть снята с эксплуатации.

Таблица 6 – Допускаемые напряжения для углеродистых и низколегированных сталей по ГОСТ 14249

Расчетная температура стенки арматуры, °С	Допускаемое напряжение, МПа (кгс/см²) для сталей марок
Расчетная температура стенки арматуры, °С	ВСт3	20 и 20к	09Г2С, 16ГС, 17ГС, 16Г1С, 10Г2С1	10Г2
20	140 (1400)	147 (1470)	183 (1830)	180 (1800)
100	134 (1340)	142 (1420)	160 (1600)	160 (1600)

8.1.2. Остаточный срок службы арматуры, эксплуатирующейся в условиях статического нагружения, где, определяющим повреждением являются общая коррозия или эрозия, протекающие с постоянной скоростью, осуществляется по формуле:

Остаточный срок службы по коррозионному износу определяется как:

(4)

где: T - остаточный срок службы, час (год);

δ_ф - фактическая толщина стенки корпуса арматуры (мм) на момент проведения освидетельствования;

δ_min - минимально допустимая толщина стенки корпуса арматуры (мм);

v - скорость коррозии (эрозии), мм/час (мм/год).

Средняя скорость коррозии v для корпусов арматуры за весь период эксплуатации рассчитывается по формуле:

(5)

где d_и - исполнительная толщина стенки элемента, мм;

d_ф – фактическая толщина стенки элемента, мм;

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

Если неизвестна исполнительная толщина стенки элемента, то скорость коррозии v для корпусов арматуры рассчитывается по формуле:

(6)

где d_ф₁ - фактическая толщина стенки элемента по результатам предыдущего обследования, мм;

d_ф – фактическая толщина стенки элемента на момент обследования, мм;

t - время между обследованиями, год.

8.1.3 Для расчета остаточного ресурса арматуры, подвергающейся воздействиям циклических нагрузок, берутся наиболее нагруженные элементы арматуры (корпус) и определяются фактические напряжения σ_ф.

Для корпусов арматуры, имеющих цилиндрическую форму, фактическое напряжение определяется по формуле:

, (7)

Для корпусов сферической формы фактическое напряжение определяется по формуле:

, (8)

где: К₁ = 1,1 – коэффициент, учитывающий воздействие внешних сил, создаваемых опорами, фундаментом, другим оборудованием;

К₂ = 1,25 – коэффициент, применяемый для арматуры, изготовленной методом литья;

Р_раб. – максимальное рабочее давление, МПа;

D_вн. – внутренний диаметр, мм;

d_ф – фактическая минимальная толщина стенки корпуса арматуры, мм.

Остаточный ресурс рассчитывается исходя из количества циклов нагружения N от 0 до Р_раб., которое может выдержать арматура, и полученных фактических свойств материала.

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

, (9)

где N – число циклов до зарождения трещины;

K_N = 10 - коэффициент надежности;

e₀ – амплитуда истинных деформаций;

E – модуль упругости;

y_K – относительное сужение;

m – показатель жесткого циклического нагружения.

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

Величину e₀вычисляют по формуле:

e₀ = K_e · e_р, (10)

где – упругие номинальные деформации в стенке оборудования;

K_e – коэффициент концентрации деформации.

8.1.5 Рассчитанное по формуле (9) число циклов N до зарождения трещин определяет остаточный ресурс арматуры в циклах нагружения. Остаточный срок службы в годах определяется делением N на число циклов нагружения, которому арматура подвергается в течение года.

Остаточный срок службы:

, (11)

где i – прогнозируемая годовая цикличность арматуры.

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

В таблице 7 приведены данные по определению остаточного ресурса арматуры в зависимости от материала арматуры и толщины стенок.

Таблица 7. Данные по определению остаточного ресурса арматуры в зависимости от коррозионно-эрозионного износа, материала арматуры и толщины стенок

Марка стали арматуры	Скорость эрозии, коррозии, мм/год	Остаточный ресурс при толщине стенок
Марка стали арматуры	Скорость эрозии, коррозии, мм/год	Единица измерений	(1,2-1,4)× d_min	(1,4-1,5)× d_min	(1,5-1,8)× d_min	(1,8-2,0)× d_min
1	3	4	5	6	7	8
ВСт3	0,15	Цикл	2200	5060	11930	22600
20 и 20к	0,15	Цикл	1142	2400	4990	8310
17ГС, 16Г1С, 10Г2С1	0,15	Цикл	2110	4920	12020	23750
10Г2, 09Г2	0,15	Цикл	1210	2380	5380	9080
Примечание. d_min – минимально допустимая толщина стенки, определенная по формулам (1) и (2). Расчет выполнен при K_e = 3,0.

9 Требования безопасности

9.1 В процессе выполнения работ по техническому освидетельствованию арматуры 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.

9.2 Специалисты, проводящие работы по обследованию арматуры, должны пройти вводный инструктаж по охране труда в ОАО МН нефтепроводов и получить допуск к работе в установленном порядке.

9.3 Наряд-допуск выдается представителю экспертной организации, осуществляющей диагностирование, назначенному приказом по этой организации ответственным за охрану труда и противопожарную безопасность на объекте.

9.4 Представитель ОАО МН, ответственный за безопасное производство работ, должен обеспечить контроль загазованности воздуха в зоне производства работ.

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

9.6 Специалисты, выполняющие работы по неразрушающему контролю при техническом диагностировании, должны быть аттестованы в соответствии с «Правилами аттестации персонала в области 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.

9.7 Подготовка арматуры для обследования, в том числе операции по шурфовке, снятию изоляционного покрытия, зачистке поверхностей при проведении неразрушающего контроля и толщинометрии, осуществляются ОАО МН в соответствии с требованиями «Правилами безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов» и действующих инструкций.

9.8 Места для проведения работ по техническому освидетельствованию арматуры должны обеспечивать нормальные условия труда исполнителю работ, соответствовать требованиям охраны труда и быть оснащены необходимыми устройствами и средствами для безопасного проведения работ.

9.9 Неразрушающий контроль элементов арматуры должен проводиться только с применением исправных и аттестованных средств измерения.

9.10 Лица, допущенные к работам по применению неразрушающего контроля, связанным с применением проникающих, ионизирующих излучений или ультразвука, должны подвергаться обязательному (1 раз в год) медицинскому осмотру для проверки состояния здоровья и отсутствия противопоказаний к работе.

9.11 Перед включением всех видов электрооборудования (электроприводы арматуры, приборы дефектоскопии, диагностические приборы) необходимо убедиться в наличии надежного заземления оборудования (приборов).

9.12 Контроль воздушной среды в траншее должен проводиться каждый раз перед началом и не реже чем через 1 час в процессе проведения диагностических работ.

9.13 Если в процессе работы в стенках траншеи появились трещины, грозящие обвалом, то дефектоскописты должны немедленно покинуть ее; стенку с трещинами следует обрушить, грунт удалить и принять меры против обрушения грунта (укрепление стенок траншеи, срезание грунта для увеличения откосов и др.).

9.14 Для обеспечения возможности быстрого выхода работающих из траншеи следует устанавливать лестницы с уклоном 1:3 с планками через 0,15…0,25 м, с каждой стороны арматуры.

Приложение А

(Рекомендуемое)

УТВЕРЖДАЮ

Главный инженер

ОАО «МН»

_________________ ФИО

«___»____________200__г.

ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ №______

на проведение технического освидетельствования и продления срока службы

_____________________________________________

(Наименование арматуры)

Разработал:

Главный механик ОАО МН / подпись / Фамилия И.О./

_____

год

Настоящее техническое задание определяет требования, предъявляемые к Работам по проведению технического освидетельствования и продлению срока службы (наименование арматуры), выполняемым в соответствии с договором № _______ от «___» _________ 20__ года.

Заказчик ________________________________________________________________________

Подрядчик ______________________________________________________________________

1 Объект проведения диагностических работ

МН ____________________________________________________________________________

РНУ ___________________________________________________________________________

№ п/п	Наименование арматуры	Технологический номер	НПС (ЛПДС), участок МН	Начало и окончание работы (ЧМГ)

2. Основные технические характеристики арматуры:

Наименование нефтепровода, НПС

Тип арматуры

Место установки

Технические характеристики оборудования (производительность, напор, условный диаметр, обороты, давление, мощность и т.д.)

Строительные габариты оборудования

Материал корпусных деталей

Тип привода

Предприятие изготовитель

Заводской номер

Год изготовления

Год ввода в эксплуатацию

Суммарная наработка (цикл, час)

Сведения о авариях и повреждениях оборудования

Сведения о капитальном ремонте оборудования

3. Работы должны быть выполнены в соответствии с требованиями следующих нормативных и методических документов:

1. РД «Положение о порядке проведения технического освидетельствования и продления срока службы трубопроводной арматуры нефтепроводов»;

2. Регламент входного контроля, технического обслуживания, ремонта, технического освидетельствования запорной арматуры и обратных затворов объектов магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть»;

3. РД 153-39ТН-008-96. Руководство по организации эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций;

4. ПБ 03-246-98 Правила проведения экспертизы промышленной безопасности;

5. РД 03-484-02 Положение о порядке продления безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах.

4. Требования к техническому отчету

На каждую единицу арматуры выдается отдельное заключение (Технический отчет).

Заключение (Технический отчет) должен содержать:

Введение.

Информацию об объекте технического освидетельствования и продления срока службы:

Краткая техническая характеристика объекта технического освидетельствования и продления срока службы

Информация об объекте технического освидетельствования и продления срока службы

по данным паспорта и исполнительной документации;

Даты и результаты проведенных ранее технических диагностик и обследований;

Данные о видах и датах аварий, отказов, описание проведенных ремонтов;

Результаты рассмотрения представленных исходных данных.

Результаты диагностики и обследования:

Результаты визуального и измерительного контроля;

Результаты акустико-эмиссионного контроля или магнитометрического контроля;

Результаты капиллярного контроля

Результаты ультразвукового контроля;

Результаты магнитного контроля (при условии его проведения);

Результаты расчета остаточного ресурса (срок безопасной эксплуатации);

Дефектная ведомость с указанием координат дефектов на эскизах и чертежах.

Перечень используемых терминов, определений и сокращений.

Список использованных источников.

Приложения:

копия Лицензии на экспертизу промышленной безопасности объектов магистральных нефтегазопродуктопроводов;

техническое задание на техническое обследование, диагностирование и прогнозирование безопасного срока;

программа технического освидетельствования и продления срока службы трубопроводной арматуры согласованная с Ростехнадзором, генподрядчиком и утвержденная главным инженером ОАО МН;

акты измерений и фотографии;

перечень используемых при обследовании приборов и аппаратуры с указанием метрологических характеристик и сроков поверки (копии свидетельств о поверке);

наименование организации выполнившей диагностирование, фамилии и должности исполнителей;

сведения о составе и квалификации работников, проводящих обследование (копии квалификационных удостоверений специалистов и экспертов);

копия приказа по предприятию о назначении экспертной группы.

Главный механик ОАО МН ________________/_______________/

(подпись) (Фамилия, И., О.)

Приложение Б1

(рекомендуемое)

УТВЕРЖДАЮ

Главный инженер

ОАО «МН»

_________________ ФИО

«___»____________200__г.

ТИПОВАЯ ПРОГРАММА

технического освидетельствования и продления срока службы

трубопроводной арматуры находящейся в эксплуатации

от Исполнителя

Руководитель экспертной организации

_____________ ФИО

«___»____________200__г.

СОГЛАСОВАНО

Начальника управления

Ростехнадзора РФ

_____________ ФИО

«___»____________200__г.

Главный механик

ОАО «МН»

_____________ ФИО

«___»____________200__г.

Год

1. НАИМЕНОВАНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ.

Настоящая программа устанавливает порядок проведения технического освидетельствования и продления срока службы трубопроводной арматуры (задвижек, шаровых кранов, трехходовых кранов, обратных затворов), находящейся в эксплуатации на НПС и линейной части.

Программа разработана в соответствие с руководящим документом «Положение о порядке проведения технического освидетельствования и продления срока служба трубопроводной арматуры нефтепроводов», учитывает требования действующих НТД при эксплуатации объектов МН, нормативных документов Ростехнадзора и вступает в силу после утверждения заказчиком и согласования с территориальным органом Ростехнадзора.

Программа в соответствии с номенклатурой оборудования обеспечивает выполнение следующих задач:

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

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

- определение остаточного срока службы арматуры с учетом циклических нагружений и коррозии.

Техническому освидетельствованию подлежат следующие технические устройства:

- Задвижки, шаровые краны, трехходовые краны и обратные затворы.

Техническое освидетельствование и продление срока службы трубопроводной арматуры проводится в соответствии с Техническим заданием и договором № ХХХ, заключенным между ООО «ХХХ» и ОАО «МН».

2. ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЮ

2.1 Выполнение технического освидетельствования осуществляется по договору между Заказчиком (ОАО МН) и Исполнителем, с привлечением Подрядчика (подрядных экспертных организаций).

2.2 Работы по техническому освидетельствованию проводятся специалистами экспертной организации.

2.3 Заказчик ОАО МН (РНУ) - владелец оборудования оформляет приказ на выполнение работ по техническому освидетельствованию с указанием ответственных лиц за выполнение подготовительных работ и работ по диагностическому обследованию оборудования из числа инженерно-технического персонала РНУ.

2.4 Заказчик (ОАО МН) должен обеспечить условия для безопасного проведения работ, включая контроль загазованности воздуха в зоне производства работ.

2.5 Перед началом работ по техническому освидетельствованию на действующей арматуре руководитель подразделения ОАО МН организует: проведение инструктажа работников экспертной организации, выполняющих работы по техническому освидетельствованию, оформление наряда-допуска на проведение газоопасных работ и работ повышенной опасности, проведение контроля загазованности. Экспертная организация допускается к проведению работ на арматуре находящейся в эксплуатации после получения наряда-допуска на проведение газоопасных работ и работ повышенной опасности.

2.6 Перед началом работ по техническому освидетельствованию составляется и подписывается двухсторонний акт между представителем экспертной организации и лицом ответственным за эксплуатацию о готовности арматуры к проведению технического диагностирования. Дата составления акта является датой начала проведения работ по техническому освидетельствованию.

2.7 По результатам всех работ выдаются акты с подробными схемами и формулярами, на которых нанесены места контроля и измерений с подробной привязкой к основным элементам корпуса задвижки. При наличии каких-либо дефектов их размеры, расположение и другие особенности также наносятся на схемы или формуляры с подробной привязкой к основным элементам корпуса задвижки.

Акты подписывает специалист НК проводивший измерения или контроль.

2.8 Заключение по результатам технического освидетельствования трубопроводной арматуры и Технический отчет о проведении технического освидетельствования оформляется согласно РД «Положение о порядке проведения технического освидетельствования и продления срока службы трубопроводной арматуры нефтепроводов»

2.9 Заключение и Технический отчет о проведении технического освидетельствования предоставляются в ОАО МН на рассмотрение - не позднее 10 дней после окончания работ.

2.10 Заказчик (ОАО МН) в течение пяти дней проводит проверку представленных заключений на предмет полноты выполненных работ в соответствии с настоящим РД и технического освидетельствования арматуры, при отсутствии замечаний, совместно с сопроводительным письмом о регистрации заключений в адрес территориального органа Ростехнадзора, передает их Исполнителю для последующей регистрации в установленные Ростехнадзором срок (не более 1 месяца).

2.11 При наличии замечаний Заказчик (ОАО МН) передает Исполнителю представленные заключения на доработку и исправление всех замечаний в пятидневный срок.

2.12 В течение одного месяца подрядная экспертная организация регистрирует заключения в территориальном органе Ростехнадзора, после чего передает Исполнителю на бумажном носителе и в электронном виде 1 экземпляр заключений, а также акты выполненных работ на подписание их и передачу Заказчику (ОАО МН).

2.13 Согласованное с Ростехнадзором заключение является основанием для продления срока эксплуатации оборудования.

3. ВИДЫ РАБОТ, ВЫПОЛНЯЕМЫХ ПРИ ТЕХНИЧЕСКОМ ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИИ АРМАТУРЫ, НАХОДЯЩЕЙСЯ В ЭКСПЛУАТАЦИИ

№ п/п	Виды работ
1	Анализ документации на арматуру.
2	Контроль герметичности затвора
3	Техническое диагностирование арматуры методами неразрушающего контроля.
4	Оценка технического состояния арматуры.
5	Поверочные расчеты арматуры на прочность.
6	Расчет остаточного срока службы арматуры.
7	Оформление Заключения и передача в ОАО МН на рассмотрение.
8	Регистрация Заключения в территориальном органе Ростехнадзора на всех этапах рассмотрения до его утверждения.

3.1. Подготовительные мероприятия.

Заказчик (ОАО МН) предоставляет арматуру к техническому освидетельствованию в работоспособном состоянии, полностью укомплектованную согласно документации, с условием обеспечения беспрепятственного доступа к контролируемым сборочным единицам и деталям. Окраска арматуры специально к освидетельствованию не допускается.

При подготовке арматуры к освидетельствованию специалистами ОАО МН должны быть проведены следующие операции:

- обработка поверхности узлов арматуры, в соответствии с требованиями к данному виду НК;

- выделение грузоподъемного или такелажного оборудования (при необходимости).

Место работы должно быть обеспечено средствами для спуска и подъема аппаратуры для проведения неразрушающего контроля.

3.2. Анализ документации на арматуру.

Перед началом работ по техническому освидетельствованию арматуры Заказчик (ОАО МН) предоставляет специалистам экспертной организации следующую документацию:

- техническая документация, поставляемая заводом-изготовителем:

паспорт;

руководство по эксплуатации.

При отсутствии технической документации берется копия документации на однотипную арматуру.

- эксплуатационная документация (паспорт (формуляр));

- техническая документация по отказам и повреждениям, проведенным ремонтам;

- действующие в ОАО МН инструкции по эксплуатации, регламентирующие, порядок проведения и учета технического обслуживания и ремонта арматуры;

- предписания контролирующих организаций (при наличии)

- данные о проведенных ранее освидетельствованиях с заключениями о техническом состоянии и рекомендациями по дальнейшей эксплуатации или ремонту (если проводилось);

При рассмотрении документации на арматуру проводится:

- анализ технической документации;

- определение соответствия технических характеристик и конструкции арматуры требованиям ЭД;

- выявление отклонений от назначенных характеристик, имевших место при эксплуатации арматуры (нарушениях эксплуатационных режимов, авариях и др.);

- анализ имеющейся информации об эксплуатационных режимах и наработках арматуры за период эксплуатации на момент проведения оценки ее остаточного срока службы;

- анализ информации об отказах, неисправностях, ранее проведенных ремонтах и профилактических мероприятиях, связанных с техническим обслуживанием и текущими ремонтами в процессе эксплуатации

- получение информации, уточняющей программу диагностирования арматуры.

3.3. Контроль герметичности затвора.

В соответствии с п. 7.2 РД «Положение о порядке проведения технического освидетельствования и продления срока службы трубопроводной арматуры нефтепроводов».

3.4. Техническое диагностирование арматуры.

Порядок проведения технического диагностирования сведен в карту технического диагностирования.

Карта технического диагностирования

№ п/п	Операция	Требования к персоналу	Вид контроля	Оборудование, инструменты	Пределы измерений	Объем работ	Описание работ
1	2	3	4	5	6	7	8
1	Контроль состояния корпуса арматуры	Специалист НК II уровня	Визуальный и измерительный	Набор для ВИК линейка, штангенциркуль, рулетка, лупа	Цена деления не более 1,0 мм, оптические приборы с увеличением до 10-ти	100%	В соответствии с РД 03-606-03 и п 7.3.3 настоящего РД.
2		Специалист НК II уровня	Акустико-эмиссионный или магнитометрический контроль	Многоканальная акустическая система или индикатор концентрации напряжений	Рабочая частота ПАЭ 20-60 кГц или измеряемая напряженность магнитного поля ±2000 А/м	100%	В соответствии с приложением П и п.7.3.4.1 или п.7.3.4.2 настоящего РД.
3		Специалист НК II уровня	Капиллярный контроль	Аэрозольные пенетрант, очиститель, проявитель	Класс чувствительности не ниже II	Участки по результатам АЭ или ММК	В соответствии с приложением Р и п.7.3.4.3 настоящего РД.
4		Специалист НК II уровня	Ультразвуковой контроль	УЗ дефектоскопы	Частоты 1,8÷5,0 МГц, отношение амплитуд не менее 30 Дб, скорости ультразвука 2500÷6500 м/с	Участки по результатам АЭ или ММК	В соответствии с приложением Т и п.7.3.4.5 настоящего РД.
5		Специалист НК II уровня	Ультразвуковая толщинометрия	УЗ толщиномеры	Предел измерений не менее 100 мм, погрешность измерений ±0,1 мм	В соответствии со схемой мест обследования	В соответствии с приложением Т и п.7.3.4.6 настоящего РД.
6		Специалист НК II уровня	Измерение твердости	Твердомеры	Отклонения значений измерений от среднего не более 5%	В соответствии со схемой мест обследования	В соответствии с приложением У и п.7.3.4.8 настоящего РД.
7	Контроль состояния сварных соединений арматуры	Специалист НК II уровня	Визуальный и измерительный	Набор для ВИК, линейка, штангенциркуль, рулетка, лупа	Цена деления не более 1,0 мм, оптические приборы с увеличением до 10-ти	100%	В соответствии с РД 03-606-03 и п 7.3.3 настоящего РД.
9		Специалист НК II уровня	Ультразвуковой контроль	УЗ дефектоскопы	Частоты 1,8÷5,0 МГц, отношение амплитуд не менее 30 Дб, скорости ультразвука 2500÷6500 м/с	100%	В соответствии с приложением Т и п.7.3.4.5 настоящего РД.
10		Специалист НК II уровня	Радиографический контроль	Гамма - дефектоскопы	Чувствительность 0,2 мм	100%	В соответствии с п.7.3.4.7 настоящего РД.
11	Контроль состояния шпинделя (штока)	Специалист НК II уровня	Визуальный и измерительный	Набор для ВИК, линейка, штангенциркуль, рулетка, лупа	Цена деления не более 1,0 мм, оптические приборы с увеличением до 10-ти	100%	В соответствии с РД 03-606-03 и п 7.3.3 настоящего РД.
12	Контроль клина (шибера, пробки), уплотнительных поверхностей клина (шибера, пробки) и корпуса (седла)
13	Контроль стойки
14	Контроль втулок бугельного узла, втулки сальникового уплотнения
15	Контроль подшипника
16	Контроль крепежных деталей (шпильки, гайки)
17	Анализ повреждений и параметров технического состояния арматуры	Эксперт II уровня	–	–	–	100%	В соответствии п. 7.3.5 настоящего РД.

3.5. Поверочный расчет арматуры на прочность.

В соответствии с п. 7.4 РД «Положение о порядке проведения технического освидетельствования и продления срока службы трубопроводной арматуры нефтепроводов»

3.6. Оценка технического состояния.

В соответствии с п. 7.5 РД «Положение о порядке проведения технического освидетельствования и продления срока службы трубопроводной арматуры нефтепроводов»

3.7. Расчет остаточного срока службы.

1 Определение остаточного срока службы арматуры по коррозионному износу.

2 Определение остаточного срока службы с учетом циклических нагрузок.

В соответствии с разделом 8 РД «Положение о порядке проведения технического освидетельствования и продления срока службы трубопроводной арматуры нефтепроводов»

4. Требования к безопасному ведению работ при техническом освидетельствовании арматуры.

5. Перечень использованной нормативно-технической литературы:

Приложение Б2

(рекомендуемое)

УТВЕРЖДАЮ

Главный инженер

ОАО «МН»

_________________ ФИО

«___»____________200__г.

ТИПОВАЯ ПРОГРАММА

технического освидетельствования и продления срока службы

трубопроводной арматуры после капитального ремонта

от Исполнителя

Руководитель экспертной организации

_____________ ФИО

«___»____________200__г.

СОГЛАСОВАНО

Начальника управления

Ростехнадзора РФ

_____________ ФИО

«___»____________200__г.

Главный механик

ОАО «МН»

_____________ ФИО

«___»____________200__г.

Год

1. НАИМЕНОВАНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ.

Программа в соответствии с номенклатурой оборудования обеспечивает выполнение следующих задач:

- определение остаточного срока службы арматуры с учетом циклических нагружений и коррозии.

Техническому освидетельствованию подлежат следующие технические устройства:

- Задвижки, шаровые краны, трехходовые краны и обратные затворы.

2. ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЮ

2.1 Работы по техническому освидетельствованию проводятся специалистами экспертной организации.

2.2 ЦБПО оформляет приказ на выполнение работ по техническому освидетельствованию с указанием ответственных лиц за выполнение подготовительных работ и работ по диагностическому обследованию оборудования из числа инженерно-технического персонала РНУ.

2.3 ЦБПО должна обеспечить условия для безопасного проведения работ, включая контроль загазованности воздуха в зоне производства работ.

2.4 Перед началом работ по техническому освидетельствованию составляется и подписывается двухсторонний акт между представителем экспертной организации и представителем ЦБПО, ответственным за эксплуатацию о готовности арматуры к проведению технического диагностирования. Дата составления акта является датой начала проведения работ по техническому освидетельствованию.

2.5 По результатам всех работ выдаются акты с подробными схемами и формулярами, на которых нанесены места контроля и измерений с подробной привязкой к основным элементам корпуса задвижки. При наличии каких-либо дефектов их размеры, расположение и другие особенности также наносятся на схемы или формуляры с подробной привязкой к основным элементам корпуса задвижки.

Акты подписывает специалист НК проводивший измерения или контроль.

2.6 Заключение по результатам технического освидетельствования трубопроводной арматуры и Технический отчет о проведении технического освидетельствования оформляется согласно РД «Положение о порядке проведения технического освидетельствования и продления срока службы трубопроводной арматуры нефтепроводов»

2.8 Заключение и Технический отчет о проведении технического освидетельствования предоставляются в ОАО МН на рассмотрение - не позднее 10 дней после окончания работ.

2.9 Заказчик (ОАО МН) в течение пяти дней проводит проверку представленных заключений на предмет полноты выполненных работ в соответствии с настоящим РД и технического освидетельствования арматуры, при отсутствии замечаний, совместно с сопроводительным письмом о регистрации заключений в адрес территориального органа Ростехнадзора, передает их Исполнителю для последующей регистрации в установленные Ростехнадзором срок (не более 1 месяца).

2.10 При наличии замечаний Заказчик (ОАО МН) передает экспертной организации представленные заключения на доработку и исправление всех замечаний в пятидневный срок.

2.11 В течение одного месяца экспертная организация регистрирует заключения в территориальном органе Ростехнадзора, после чего передает бумажном носителе и в электронном виде 1 экземпляр заключений, а также акты выполненных работ на подписание их и передачу Заказчику (ОАО МН).

2.12 Согласованное с Ростехнадзором заключение является основанием для продления срока эксплуатации арматуры.

3. ВИДЫ РАБОТ, ВЫПОЛНЯЕМЫХ ПРИ ТЕХНИЧЕСКОМ ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИИ АРМАТУРЫ, ПОСЛЕ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА

№ п/п	Виды работ
1	Анализ документации на арматуру.
2	Гидравлические испытания арматуры.
3	Техническое диагностирование арматуры методами неразрушающего контроля.
4	Оценка технического состояния арматуры.
5	Поверочные расчеты арматуры на прочность.
6	Расчет остаточного срока службы арматуры.
7	Оформление Заключения и передача в ОАО МН на рассмотрение.
8	Регистрация Заключения в территориальном органе Ростехнадзора на всех этапах рассмотрения до его утверждения.

3.1. Подготовительные мероприятия.

ЦБПО предоставляет арматуру к техническому освидетельствованию в работоспособном состоянии, полностью укомплектованную согласно документации, с условием обеспечения беспрепятственного доступа к контролируемым сборочным единицам и деталям. Окраска арматуры специально к освидетельствованию не допускается.

- обработка поверхности узлов арматуры, в соответствии с требованиями к данному виду НК;

- обеспечение освещения и электропитания приборов и технических средств диагностирования в соответствии с действующими на ЦБПО правилами техники безопасности;

3.2. Анализ документации на арматуру.

Перед началом работ по техническому освидетельствованию арматуры ЦБПО предоставляет специалистам экспертной организации следующую документацию:

- техническая документация, поставляемая заводом-изготовителем:

паспорт.

При отсутствии технической документации берется копия документации на однотипную арматуру.

- эксплуатационная документация (паспорт (формуляр));

- техническая документация по отказам и повреждениям, ранее проведенным ремонтам;

При рассмотрении документации на арматуру проводится:

- анализ технической документации;

- определение соответствия технических характеристик и конструкции арматуры требованиям ЭД;

- получение информации, уточняющей программу диагностирования арматуры.

3.3. Гидравлические испытания арматуры.

3.4. Техническое диагностирование арматуры.

Порядок проведения технического диагностирования сведен в карту технического диагностирования.

Карта технического диагностирования

№ п/п	Операция	Требования к персоналу	Вид контроля	Оборудование, инструменты	Пределы измерений	Объем работ	Описание работ
1	2	3	4	5	6	7	8
1	Контроль состояния корпуса арматуры	Специалист НК II уровня	Визуальный и измерительный	Набор для ВИК линейка, штангенциркуль, рулетка, лупа	Цена деления не более 1,0 мм, оптические приборы с увеличением до 10-ти	100%	В соответствии с РД 03-606-03 и п 7.3.3 настоящего РД.
2		Специалист НК II уровня	Акустико-эмиссионный контроль	Многоканальная акустическая система	Рабочая частота ПАЭ 20-60 кГц	100%	В соответствии с приложением П и п.7.3.4.1 настоящего РД.
3		Специалист НК II уровня	Капиллярный контроль	Аэрозольные пенетрант, очиститель, проявитель	Класс чувствительности не ниже II	Участки по результатам АЭ или ММК	В соответствии с приложением Р и п.7.3.4.3 настоящего РД.
4		Специалист НК II уровня	Ультразвуковой контроль	УЗ дефектоскопы	Частоты 1,8÷5,0 МГц, отношение амплитуд не менее 30 Дб, скорости ультразвука 2500÷6500 м/с	Участки по результатам АЭ или ММК	В соответствии с приложением Т и п.7.3.4.5 настоящего РД.
5		Специалист НК II уровня	Ультразвуковая толщинометрия	УЗ толщиномеры	Предел измерений не менее 100 мм, погрешность измерений ±0,1 мм	В соответствии со схемой мест обследования	В соответствии с приложением Т и п.7.3.4.6 настоящего РД.
6		Специалист НК II уровня	Измерение твердости	Твердомеры	Отклонения значений измерений от среднего не более 5%	В соответствии со схемой мест обследования	В соответствии с приложением У и п.7.3.4.8 настоящего РД.
7	Контроль состояния сварных соединений арматуры	Специалист НК II уровня	Визуальный и измерительный	Набор для ВИК, линейка, штангенциркуль, рулетка, лупа	Цена деления не более 1,0 мм, оптические приборы с увеличением до 10-ти	100%	В соответствии с РД 03-606-03 и п 7.3.3 настоящего РД.
9		Специалист НК II уровня	Ультразвуковой контроль	УЗ дефектоскопы	Частоты 1,8÷5,0 МГц, отношение амплитуд не менее 30 Дб, скорости ультразвука 2500÷6500 м/с	100%	В соответствии с приложением Т и п.7.3.4.5 настоящего РД.
10		Специалист НК II уровня	Радиографический контроль	Гамма - дефектоскопы	Чувствительность 0,2 мм	100%	В соответствии с п.7.3.4.7 настоящего РД.
11	Контроль состояния шпинделя (штока, оси)	Специалист НК II уровня	Визуальный и измерительный	Набор для ВИК, линейка, штангенциркуль, рулетка, лупа	Цена деления не более 1,0 мм, оптические приборы с увеличением до 10-ти	100%	В соответствии с РД 03-606-03 и п 7.3.3 настоящего РД.
12	Контроль клина (шибера, пробки, захлопки), уплотнительных поверхностей клина (шибера, пробки) и корпуса (седла)
13	Контроль стойки (у задвижки)
14	Контроль втулок бугельного узла, втулки сальникового уплотнения
15	Контроль подшипника
16	Контроль крепежных деталей (шпильки, гайки)
17	Анализ повреждений и параметров технического состояния арматуры	Эксперт II уровня	–	–	–	100%	В соответствии п. 7.3.5 настоящего РД.

3.5. Поверочный расчет арматуры на прочность.

3.6. Оценка технического состояния.

3.7. Расчет остаточного срока службы.

1 Определение остаточного срока службы арматуры по коррозионному износу.

2 Определение остаточного срока службы с учетом циклических нагрузок.

4. Требования к безопасному ведению работ при техническом освидетельствовании арматуры.

5. Перечень использованной нормативно-технической литературы:

Приложение В

(рекомендуемое)

____________________________________________________________________________

(организация, выполняющая визуальный контроль)

А К Т № _____

"____"____________200 .

по результатам визуально-измерительного контроля арматуры

________________________________________________________________________________

(наименование арматуры, год ввода в эксплуатацию)

Особенности контроля ____________________________________________________________

________________________________________________________________________________

(визуальный без применения лупы, с применением специальных средств (указать))

________________________________________________________________________________

Специалисты, выполняющие контроль: ______________________________________________

________________________________________________________________________________

(Ф.И.О., должность)

________________________________________________________________________________

Обнаруженные дефекты или признаки дефектов ______________________________________

________________________________________________________________________________

Рекомендации

по устранению дефектов (если они обнаружены) ______________________________________

________________________________________________________________________________

по применению конкретных методов дефектоскопии или диагностирования для дальнейшего обследования арматуры ______________________________________________________________

________________________________________________________________________________

по срокам проведения работ _______________________________________________________

________________________________________________________________________________

Руководитель диагностических работ (экспертной группы)

(Ф.И.О., подпись)

квалификационное удостоверение №______ от

Специалист НК II уровня

(Ф.И.О., подпись)

квалификационное удостоверение №______ от

Приложение Г

(рекомендуемое)

________________________________________________________________

(организация, выполняющая неразрушающий контроль)

А К Т № _____

"____"____________200 г.

по результатам неразрушающего контроля (дефектоскопии, измерений) арматуры

________________________________________________________________________________

(наименование арматуры, материал, год ввода в эксплуатацию)

________________________________________________________________________________

(определяемые показатели)

Метод неразрушающего контроля __________________________________________________

Выполняется ____________________________________________________________________

(тип прибора)

Операторы ______________________________________________________________________

(Ф.И.О., уровень квалификации, № удостоверения дефектоскописта)

РЕЗУЛЬТАТЫ КОНТРОЛЯ

№ п/п	Наименование детали, координаты	Результаты дефектоскопии (измерений), размерность	Описание обнаруженных дефектов	Оценка дефектов	Примечание

Руководитель диагностических работ (экспертной группы)

(Ф.И.О., подпись)

квалификационное удостоверение №______ от

Специалист НК II уровня

(Ф.И.О., подпись)

квалификационное удостоверение №______ от

Приложение Д

(рекомендуемое)

________________________________________________________________

(организация, выполняющая неразрушающий контроль)

А К Т № _____

"____"____________200 г.

по результатам измерения толщины стенок

Объект контроля: ________________________________________________________________

Наименование арматуры: __________________________________________________________

Материал элементов: _____________________ ГОСТ (стандарт, ТУ) _____________________

Нормативы контроля: _____________________________________________________________

Тип прибора: ______________________________ Зав. № _______________________________

Свидетельство о госповерке № _____________________________________________________

Тип ПЭП: _______________________________________________________________________

Стандартные образцы: ____________________________________________________________

Схема расположения точек замеров толщин:

Результаты контроля

№точек по схеме	Толщина, мм	№точек по схеме	Толщина, мм	№точек по схеме	Толщина, мм	№точек по схеме	Толщина, мм	№точек по схеме	Толщина, мм
1		5		9		13		17
2		6		10		14		18
3		7		11		15		19
4		8		12		16		20

Браковочная толщина корпуса арматуры = ….., мм

Прибавка на коррозию (эрозию) = ….. мм

Руководитель диагностических работ (экспертной группы)

(Ф.И.О., подпись)

квалификационное удостоверение №______ от

Специалист НК II уровня

(Ф.И.О., подпись)

квалификационное удостоверение №______ от

Приложение Е

(рекомендуемое)

Ведомость дефектов, обнаруженных при

дефектоскопическом обследовании арматуры (детали)

Арматура _______________________________________________________________________

(наименование, тип, № чертежа)

Заводской № ______________________ Регистрационный № ___________________________

Изготовленное ___________________________________________________________________

(завод-изготовитель) (дата)

Место проведения обследования ___________________________________________________

Наименование (обозначение) арматуры, сборочной единицы, детали	Способ проверки	Описание дефекта, определение по классификации повреждений	Заключение (принятое решение)
1	2	3	4

Руководитель диагностических работ (экспертной группы)

(Ф.И.О., подпись)

квалификационное удостоверение №______ от

Специалист НК II уровня

(Ф.И.О., подпись)

квалификационное удостоверение №______ от

Примечание.

При заполнении графы 3, кроме описания дефекта, проставить номер из классификации повреждений, приведенных ниже:

1. Неустранимые, требующие списания арматуры, замены целых сборочных единиц или изменения геометрических параметров.

2. Устранимые дефекты, допускающие эксплуатацию арматуры после выполнения ремонтных работ.

3. Не влияющие на работоспособность арматуры и оставленные без исправления.

Приложение Ж

(Рекомендуемое)

_______________________________________________________________

(наименование министерства (ведомства))

________________________________________________________________

(наименование предприятия, выполняющего освидетельствование)

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

по результатам технического освидетельствования

трубопроводной арматуры

________________________________________________________________

(Наименование арматуры, зав. номер)

Рег. № ________________________________

Руководитель экспертной организации

____________ (Ф.И.О.) _____________

«____» __________________ 200 г.

Год

Вводная часть

________________________________________________________________________________

(наименование предприятия, выполняющего освидетельствование, почтовый адрес, Ф.И.О. руководителя)

________________________________________________________________________________

(основание для выполнения освидетельствования – номер договора)

________________________________________________________________________________

(сведения о лицензии, свидетельстве, аккредитации)

Сведения о специалистах, дающих заключение

______________________

(должность, подпись)

____________________

(Ф.И.О.)

2 Объект освидетельствования

Наименование ___________________________________________________________________

Заводской номер _________________________________________________________________

Технологический номер ___________________________________________________________

Предприятие изготовитель ________________________________________________________

Место установки _________________________________________________________________

Способ установки ________________________________________________________________

Способ присоединения к трубопроводу ______________________________________________

Дата изготовления _______________________________________________________________

Дата ввода в эксплуатацию ________________________________________________________

3 Данные о заказчике (наименование предприятия, почтовый адрес, Ф.И.О. руководителя)

________________________________________________________________________________

4. Цель освидетельствования

Целью освидетельствования является оценка технического состояния арматуры, возможности, параметров, сроков и условий ее дальнейшей эксплуатации.

5. Документы, рассмотренные в процессе освидетельствования

Паспорт ______________________________________, зав. №_____________

с приложениями:

6. Работы, выполненные в процессе освидетельствования

Наименование работы	Наименование и номер отчетной документации
(перечень примененных методов дефектоскопии, места, подвергнутые дефектоскопическому контролю, результаты испытаний (если проводились) и т.п.)

7. Краткая техническая характеристика объекта освидетельствования

Назначение, ТУ ___________________________________

Расчетное давление ___________________________ МПа

Расчетная температура стенки ____________________ °С

Рабочая среда ____________________________________

8. Результаты проведенного освидетельствования

8.1 Заключение о техническом состоянии арматуры на момент проведения освидетельствования

Арматура находится в ___________________________________________________ состоянии.

8.2 Заключение о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации*

1. Эксплуатация арматуры разрешается в течении ... лет. Рабочее давление не более ... МПа;

2. Эксплуатация арматуры запрещается.

9. Регламент контроля технического состояния арматуры при продолжении ее эксплуатации

Наименование вида контроля	Срок контроля (периодичность)	Ответственный исполнитель	Примечание

Приложения: 1. Технический отчет

Подписи лиц, выдавших заключение

________________________

(должность, подпись, дата)

__________________________________

(Ф.И.О.)

Приложение И

(Рекомендуемое)

Схема неразрушающего контроля корпуса задвижки клиновой литой под приварку

1 - УЗК в местах концентрации мех. напряжений

2 – Точки замера толщины стенки

Точки 1…18 – точки измерения толщины корпуса и крышки

Замер твердости проводить в точках 3, 8, 9, 13, 16

Приложение К

(Рекомендуемое)

Схема неразрушающего контроля корпуса задвижки шиберной штампосварной под приварку

1 - УЗК сварных швов и мест концентрации мех. напряжений

2 – Точки замера толщины стенки

Точки 1…18 – точки измерения толщины корпуса и крышки

Замер твердости проводить в точках 3, 6, 10, 15, 17

Приложение Л

(Рекомендуемое)

Схема неразрушающего контроля корпуса шарового крана штампосварного под приварку

1 - УЗК сварных швов

2 – Точки замера толщины стенки

Точки 1…12 – точки измерения толщины корпуса

Замер твердости проводить в точках 2, 3, 6, 7, 9, 10, 11

Приложение М

(Рекомендуемое)

Схема неразрушающего контроля корпуса обратного затвора поворотного литого под приварку

1 - УЗК мест концентрации мех. напряжений

2 – Точки замера толщины стенки

Точки 1…10 – точки измерения толщины корпуса

Замер твердости проводить в точках 2, 3, 5, 6, 9, 10

Приложение Н

(обязательное)

Методика проведения АЭ контроля

Н.1 Общие положения

Н.1.1 Контроль технического состояния корпусов арматуры осуществляется согласно ПБ 03-593-03 «Правила организации и проведения акустико-эмиссионного контроля сосудов, аппаратов, котлов и технологических трубопроводов».

При проведении акустико-эмиссионного контроля при эксплуатации арматуры, арматура нагружается внутренним давлением не более допустимого рабочего давления нефтепровода (Рдоп).

Метод акустической эмиссии (АЭ) основан на регистрации и анализе акустических волн, возникающих в процессе пластической деформации и разрушения (роста трещин) в контролируемых объектах, нагружаемых внутренним давлением. Это позволяет формировать адекватную систему классификации дефектов и критерии оценки состояния арматуры, основанные на реальном влиянии дефекта на состояние арматуры.

Метод АЭ обеспечивает обнаружение и регистрацию развивающихся дефектов, позволяет классифицировать дефекты не по размерам, а по степени их опасности.

Метод АЭ обладает весьма высокой чувствительностью к растущим дефектам, позволяет выявлять в рабочих условиях приращение трещины порядка долей миллиметра. Предельная чувствительность акустико-эмиссионной аппаратуры по теоретическим оценкам составляет порядка 10^-6 мм², что соответствует выявлению скачка трещины протяженностью 1 мкм на величину 1 мкм.

Свойство интегральности метода АЭ обеспечивает контроль арматуры с использованием одного или нескольких преобразователей АЭ, неподвижно установленных на поверхности изделия.

Н.1.2 Для регистрации сигналов АЭ при освидетельствовании арматуры применяется многоканальная система типа позволяющая определять координаты источников АЭ и характеристики АЭ с одновременной регистрацией параметров нагружения (давления, деформации, температуры и т.д.).

Многоканальная акустико-эмиссионная система (аппаратура) включает:

- преобразователи акустической эмиссии (ПАЭ);

- комплект предварительных усилителей;

- кабельные линии;

- блоки предварительной обработки и преобразования сигналов акустической эмиссии;

- ЭВМ с необходимым программным обеспечением;

- средства отображения информации;

- блоки калибровки системы.

АЭ система обеспечивает как оперативную обработку и отображение информации в режиме реального времени, так и обработку, отображение и вывод на периферийные устройства для документирования накопленных в течение испытания данных.

При испытании фиксируются:

- номера групп преобразователей акустической эмиссии, зарегистрировавших импульс АЭ, либо номер ПАЭ (преобразователей акустической эмиссии);

- координаты зарегистрированного импульса АЭ (в режиме зонного контроля это не требуется);

- амплитуда импульса АЭ, амплитудное распределение акустико-эмиссионного процесса;

- энергия импульсов акустической эмиссии, либо измеренная площадь под огибающей сигнала, либо другой энергетический параметр;

- число выбросов (превышений сигналов уровня дискриминации);

- параметры нагрузки (давление), при которых зарегистрирован импульс АЭ;

- время регистрации импульса;

- значение разницы времени прихода (РВП) сигналов.

Акустико-эмиссионные системы должны отвечать следующим техническим требованиям:

- рабочий частотный диапазон – от 50 кГц до 500 кГц;

- неравномерность амплитудно-частотной характеристики в пределах частотного диапазона не более ± 3 дБ;

- ослабление сигнала за пределами рабочего диапазона при расстройке на октаву относительно граничных частот не менее 30 дБ;

- эффективное значение напряжения собственных шумов усилительного тракта не более 5 мкВ;

- коэффициент усиления предварительного усилителя 20-60 дБ;

- коэффициент усиления основного усилителя 0-40 дБ со ступенчатой регулировкой;

- амплитудный динамический диапазон предварительного усилителя не менее 70 дБ, динамический диапазон измерения амплитуды сигналов АЭ не менее 60 дБ.

АЭ система должна обеспечивать возможность выравнивания чувствительности по измерительным каналам не хуже чем ± 3 дБ и отбраковку ложных событий, реализованных как на аппаратурном, так и на программном уровнях.

Системная часть программы должна обеспечивать удобства общения оператора с ЭВМ, ввод, задание и изменение параметров в диалоговом режиме обработки.

Н.2 Порядок выполнения контроля АЭ методом

Н.2.1 Установка преобразователей акустической эмиссии.

Поверхность арматуры в местах установки ПАЭ зачищают до металлического блеска и чистоты поверхности не хуже Rz = 40. В качестве контактной среды можно использовать технический вазелин, солидол, литол, ЦИАТИМ и др.

Преобразователи крепят к корпусу арматуры с помощью магнитных держателей, поставляемых в комплекте АЭ аппаратуры.

Необходимо предусмотреть также крепление предусилителя и сигнального кабеля, чтобы исключить потерю акустического контакта.

В связи с большой номенклатурой контролируемой арматуры (диаметры условных проходов DN от 300 до 1200 мм) и значительным различием в конструкции в данной методике предложен способ «зонной» локации источников АЭ.

Смысл «зонной» локации заключается в том, что для события определяется ПАЭ, на который волна напряжения приходит быстрее. Событие для «зонной» локации представлено параметрами АЭ сигнала именно в этом канале.

Таким образом, событие, зарегистрированное в нескольких каналах, фиксируется, как бы только в одном канале, в том, на ПАЭ которого сигнал приходит первым.

С целью выбора местоположения ПАЭ на арматуре производят измерение затухания и скорости распространения АЭ волны. Измерение затухания и скорости распространения АЭ волны производят на заполненной водой (при капитальном ремонте) или нефтью (при эксплуатации) арматуре.

При измерении затухания выбирают представительную часть объекта без патрубков, проходов и т.д. (Рис.Н.1), устанавливают измерительный ПАЭ и перемещают имитатор АЭ через (0,2-0,3) м, при этом подбирают коэффициент усиления основного усилителя и порог дискриминации таким образом, чтобы была заметна разница между соседними измеренными значениями амплитуд.

Рис. Н.1

В качестве имитатора используют излом стержня карандаша (имитатор Су-Нильсена) диаметром 0,3-0,5 мм твердостью 2Н (2Т) с углом наклона стержня примерно 30° к поверхности, стержень выдвигают на 2,5 мм или пьезоэлектрический преобразователь, возбуждаемый от генератора импульсов.

Расстояние между ПАЭ при использовании "зонной" локации задают таким образом, чтобы сигнал от имитатора АЭ регистрировался в любом месте контролируемой зоны хотя бы одним ПАЭ и имел амплитуду не меньше заданной. Как правило, разница амплитуд имитатора АЭ при расположении его вблизи ПАЭ и на краю зоны не должна превышать 20 dB.

Измерение скорости звука, используемое для расчета координат источников АЭ, проводят следующим образом.

Имитатор АЭ располагают вне группы ПАЭ на линии, соединяющей два ПАЭ на расстоянии 10-20 см от одного из них. Проводя измерения (не менее 5-10 раз), определяют среднее время распространения. По нему и известному расстоянию между ПАЭ вычисляют скорость распространения сигналов АЭ.

При обнаружении активного источника АЭ и определении зоны излучения, можно разбить данную зону на элементарные поверхности и используя плоскостную локацию более точно определить его местоположение.

В случае многоканальной локации расстояние между ПАЭ выбирают таким образом, чтобы сигнал от имитатора АЭ, расположенного в любом месте контролируемой зоны, обнаруживался тем минимальным количеством ПАЭ, которое требуется для расчета координат.

Рекомендуемая схема установки ПАЭ при зонной локации источников АЭ приведена на Рис. Н.2.

Рис.Н.2.

Н.2.2 Проверка работоспособности акустико-эмиссионной системы и калибровка каналов.

Проверку работоспособности АЭ-системы проводят перед и после испытаний путем возбуждения акустического сигнала имитатором АЭ, расположенным на определенном расстоянии от каждого ПАЭ. Отклонение зарегистрированной амплитуды сигнала АЭ не должно превышать 3 дБ от средней величины для всех каналов. В случае превышения указанного значения необходимо устранить причину, в противном случае, провести повторный контроль.

Коэффициент усиления каналов и порог амплитудной дискриминации выбирают с учетом ожидаемого диапазона амплитуд сигналов АЭ. При этом следят, чтобы обеспечивалась неискаженная передача сигналов АЭ и частота выбросов некоррелированных помех в канале не превышала в среднем одного в сто секунд. Проверяются значения параметров: порога, энергии, амплитуды и др.

Н.2.3 Проведение диагностирования

Диагностирование арматуры осуществляется путем нагружения его давлением. Нагружения подразделяются на предварительные и рабочие.

Предварительные нагружения проводятся для:

- проверки работоспособности измерительного комплекса;

- опрессовки подвижных и неподвижных соединений арматуры;

- уточнения уровня шумов и корректировки порога дискриминации;

- выявления микроутечек и источников излучения, связанных с трением примыкающих к арматуре металлических конструкционных элементов.

Все протечки в арматуре и системе нагружения, а также другие факторы, создающие акустические помехи, должны быть исключены.

Нагружение арматуры и участка нефтепровода при эксплуатации.

Предварительные нагружения проводятся при циклическом нагружении арматуры давлением в диапазоне от 0 до 0,25 Р_доп (Р_доп - допустимое рабочее давление нефтепровода). Число циклов нагружения должно быть не менее двух. После проведения предварительных нагружений приступают к рабочим нагружениям.

Рабочие нагружения проводятся ступенями, с выдержкой давления на уровнях 0,5 Р_доп., 0,9 Р_доп. и 1,0 Р_доп. Время выдержки на промежуточных ступенях должно составлять не менее 10 мин.

Рабочие нагружения с давлением 1,0 Р_доп. должны содержать не менее чем два цикла нагружения (рисунок Н.3).

Нагружение арматуры 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.

Рисунок Н.3 График нагружения арматуры

Нагружение арматуры при капитальном ремонте.

Предварительные нагружения проводятся при циклическом нагружении арматуры давлением в диапазоне от 0 до 0,25 Р_раб. Число циклов нагружения должно быть не менее двух. После проведения предварительных нагружений приступают к рабочим нагружениям.

Рабочие нагружения проводятся ступенями, с выдержкой давления на уровнях 0,5 Р_раб., 1,0·Р_раб. и 1,1 Р_раб. Время выдержки на промежуточных ступенях должно составлять не менее 10 мин.

Рабочие нагружения с давлением 1,1 Р_раб. должны содержать не менее чем два цикла нагружения (рисунок Н.4).

Рисунок Н.4 График нагружения арматуры

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 арматуры рекомендуется непрерывно наблюдать на экране монитора обзорную картину АЭ излучения испытуемой арматуры.

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

Быстрое нарастание суммарного счета, амплитуды импульсов, энергии импульсов может служить показателем ускоренного роста трещины, приводящей к разрушению.

Н.3 Накопление, обработка, анализ и оценка результатов контроля

Н.3.1 В процессе контроля проводят накопление данных и первичную обработку результатов испытаний непосредственно в ходе их проведения на основе анализа изменения параметров АЭ в зависимости от изменения параметров нагружения.

Обработка и анализ данных определяются системой классификации источников АЭ и критериями оценки результатов контроля.

Оценку источников проводят в зависимости от режимов нагружения. Для этого подготавливают всю необходимую исходную информацию с целью выбора того или иного критерия. Обработку данных следует проводить на ЭВМ, входящей в систему АЭ контроля, которая должна иметь программу, позволяющую выделять всю необходимую информацию.

Программа обработки АЭ информации должна определять местоположение источников АЭ и отображать их положение на карте локации (а в процессе контроля – на дисплее).

На карте локации выделяют зоны повышенной концентрации (кластеры) индикаций АЭ, определяют местоположение полученных зон на арматуре с целью отделения возможных источников механических шумов, не связанных с развивающимися дефектами, от источников АЭ.

Информация о зонах концентрации индикаций АЭ регистрируется и обрабатывается с использованием заложенных программ для построения графиков в каждой выделенной зоне и проведения классификации источников АЭ.

Выявленные и идентифицированные источники АЭ классифицируются с использованием амплитудного, интегрального или другого вида критерия по четырем классам:

источник I класса - пассивный источник;

источник II класса - активный источник;

источник III класса - критически активный источник;

источник IV класса - катастрофически активный источник.

Н.3.2 Оценку технического состояния арматуры по амплитудному критерию выполняют в следующей последовательности.

Вычисляют среднюю амплитуду А_ср не менее трех импульсов с индивидуальной амплитудой А_с для каждого источника АЭ за выбранный интервал наблюдения. Амплитуда корректируется с учетом затухания АЭ-сигналов при их распространении в материале.

В предварительных экспериментах определяют граничное значение допустимой амплитуды А_t

A_t = B1 · U_пор + B2 · A_c, (Н.1)

где U_пор - значение порога амплитудной дискриминации;

A_c - величина превышения порога сигналом, соответствующим росту трещины в материале;

В1 и В2 - коэффициенты, определяемые из эксперимента. Значения этих коэффициентов находятся в пределах от 0 до 1.

Классификацию источников осуществляют следующим образом:

источник I класса - источник, для которого не проводилось вычисление средней амплитуды импульсов (получено менее трех импульсов за интервал наблюдения);

источник II класса - источник, для которого выполняется неравенство: A_ср < A_t;

источник III класса - источник, для которого выполняется неравенство: A_ср >> A_t.

источник IV класса - источник, включающий не менее трех зарегистрированных импульсов, для которого выполняется неравенство: А_ср >> A_t.

Конкретные значения A_t, В1 и В2 зависят от материала контролируемого объекта и определяются в предварительных экспериментах.

Н.3.3 Оценку технического состояния арматуры по интегральному критерию производят таким образом.

Для каждой зоны вычисляют активность F источников АЭ-сигналов по выражению:

, (Н.2)

где

N_k - число событий в k-ом интервале оценки параметров;

N_k₊₁ - число событий в k+1-ом интервале оценки параметров;

k - номер интервала оценки параметров.

Интервал наблюдения разделяется на k интервалов оценки параметров.

Производят оценку:

F << 1,

F = 1,

F > 1.

Вычисляют относительную силу J_k источника АЭ на каждом интервале регистрации:

, (Н.3)

где A_k - средняя амплитуда источника за интервал k;

A_К - средняя амплитуда всех источников АЭ по всему объекту за исключением анализируемого за интервал k;

W - коэффициент, определяемый в предварительных экспериментах.

Далее производят оценку источника АЭ, используя матрицу

	J_k < 1	J_k > 1	J_k >> 1
F << 1	I	II	III
F = 1	II	II	III
F > 1	III	III	IV

При получении различных результатов при оценке технического состояния арматуры по разным критериям в качестве окончательного выбирается более высокий класс оценки.

По результатам АЭ контроля арматуры выделяются зоны, в которых обнаружены источники АЭ II, III, IV классов. Эти зоны должны быть продиагностированы ультразвуковым, капиллярным или магнитопорошковым, методом неразрушающего контроля.

Приложение П

(обязательное)

Методика проведения магнитометрического контроля

П.1 Подготовка к контролю

П.1.1 Подготовка к контролю заключается в подготовке аппаратуры и объекта контроля.

П.1.2 Подготовка индикатора механических напряжений к работе осуществляется в соответствии с руководством по эксплуатации.

П.1.3 Подготовка объекта к контролю заключается в следующем:

- арматура, подлежащая контролю, должна быть очищена от грязи, рыхлых продуктов коррозии, отслаивающейся краски и т.п.;

- на примере задвижки на рисунках П.1 и П.2 показаны схемы разметки литого корпуса (рисунок П.1) и штампосварного корпуса (рисунок П.2);

- разметка наносится мелом или цветными карандашами. Расстояние между линиями разметки: 100 мм для арматуры условных проходов от DN 300 до DN1200;

— — — линии сканирования

Рисунок П.1 – Схема разметки на задвижке с литым корпусом

— — — линии сканирования

Рисунок П.2 - Схема разметки на задвижке со штампосварным корпусом.

П.2 Средства контроля

П.2.1 Обнаружение зон концентрации механических напряжений осуществляется с помощью магнитометрического индикатора механических напряжений типа ИКН-1М-4 либо других с аналогичными техническими характеристиками.

П.2.2 Индикатор механических напряжений ИКН-1М-4 представляет собой специализированный феррозондовый магнитометр, предназначенный для измерения напряженности магнитного поля над поверхностью изделий из ферромагнитных материалов.

Его основные технические характеристики:

• диапазон измерения напряженности магнитного поля, А/м -± 2000;

• основная погрешность не более, % - 5,0;

• диапазон рабочих температур от минус 10 °С до плюс 50 °С;

• питание автономное от 4-х гальванических элементов типа АА;

• потребляемая мощность не более, В·А - 1,2-3,0;

• габаритные размеры, мм - 230 × 105 × 40;

• вес не более, кг – 0,5.

П.2.3 Кроме индикатора механических напряжений для проведения контроля необходимы следующие материалы.

П.2.3.1 Эскиз контролируемой арматуры.

П.2.3.2 Ручка или карандаш для записей.

П.2.3.3 Мел для разметки поверхности контролируемой арматуры и отметки зон концентрации напряжений.

П.2.3.4 Ветошь для удаления загрязнений с контролируемых поверхностей арматуры.

П.2.3.5 При контроле арматуры с DN более 500 мм для обеспечения доступа ко всем поверхностям корпусных деталей необходимы мостки или лестница.

П.3 Проведение контроля.

П.3.1 Поиск линий и зон концентрации механических напряжений производят путем сканирования преобразователем индикатора механических напряжений поверхности корпусных деталей вдоль линий разметок (рисунки П.1 и П.2). Скорость сканирования не более 0,1 м/с.

П.3.2 При сканировании следят за показаниями цифрового табло индикатора. Положения датчика на поверхности арматуры, при которых показания цифрового индикатора равны нулю (момент смены знака показаний), отмечают мелом или цветным карандашом.

П.3.3 После завершения сканирования всей поверхности корпусных деталей близлежащие отмеченные точки, где показания индикатора равны нулю, соединяют линиями (см. рис.П.3.), эти линии являются линиями концентрации напряжений.

П.3.4 С помощью индикатора уточняют положение линий концентрации напряжений.

П.3.5 Определяют интенсивность напряжений вблизи линий концентрации напряжений для чего, в точках на расстоянии 20 мм по обе стороны линии концентрации напряжений, измеряют напряженность магнитного поля Нр и определяют градиент величины Нр по длине отрезка lк = 40 мм по формуле

(П.1)

П.3.6. Положение линий концентрации механических напряжений со значениями величин градиентов Нр переносят на эскиз контролируемой арматуры.

— — — линии сканирования

———— линии концентрации механических напряжений

Рисунок П.3 - Схема нанесения линий концентрации напряжений

П.3.7 Участки поверхности корпуса (не в районах сварных швов) с линиями концентраций механических напряжений шириной не менее 40 мм (по 20 мм с двух сторон линий концентрации напряжений) зачищают до металлического блеска.

П.3.8 Зачищенные участки подвергают капиллярному или магнитометрическому контролю на наличие поверхностных дефектов.

П.3.9 После капиллярного или магнитопорошкового контроля зачищенные участки подвергают ультразвуковому контролю с использованием прямых совмещенных или раздельно - совмещенных пьезопреобразователей на наличие внутренних дефектов.

П.3.10 Участки поверхностей корпусных деталей в районах сварных швов или прилегающих к ним зон термического влияния с линиями концентраций механических напряжений подвергаются также капиллярному или магнитопорошковому контролю на наличие поверхностных дефектов, а затем ультразвуковому контролю с использованием наклонных совмещенных пьезопреобразователей на наличие внутренних дефектов сварных швов.

П.4 Оценка результатов контроля

П.4.1 При магнитометрическом контроле фиксируются линии и зоны наибольшего напряжения деформированного состояния (НДС) металла корпусных деталей арматуры.

П.4.2 Линии и зоны НДС корпусных деталей, зафиксированные по п. П.4.1 должны быть обследованы с использованием капиллярного, магнитопорошкового методов на наличие поверхностных дефектов и с помощью ультразвукового дефектоскопа на наличие внутренних дефектов.

П.5 Требования безопасности

П.5.1 Общие требования безопасности к проведению контроля по ГОСТ 12.3.002.

П.5.2 Работу с аппаратурой следует проводить в соответствии с требованиями безопасности, изложенными в инструкции по эксплуатации.

П.5.3 К проведению контроля допускаются дефектоскописты, прошедшие аттестацию в установленном порядке, а также обучение и инструктаж по ГОСТ 12.0.004.

П.5.4 Расположение и организация рабочих мест на участке, оснащение их приспособлениями, необходимыми для безопасного выполнения технологических операций, должны соответствовать требованиям безопасности по ГОСТ 12.2.032, ГОСТ 12.2.033, ГОСТ 12.2.061 и ГОСТ 12.2.062.

П.5.5 Требования к коэффициенту естественной освещенности (КЕО) и освещенности рабочей зоны, пульсации светового потока, яркости и контрасту по СНиП П-4-79, утвержденным Госстроем СССР.

П.5.6 Требования электробезопасности по ГОСТ 12.2.007.0, ГОСТ 12.1.019, «Правилам устройства электроустановок», «Правилам эксплуатации электроустановок потребителей».

Приложение Р

(обязательное)

Методика проведения капиллярного контроля

Р.1 Подготовка к контролю

Р.1.1 Подготовка к контролю заключается в подготовке участков поверхности корпуса арматуры, подлежащего контролю по результатам АЭ контроля или контроля напряженно-деформированного состояния (определения зон или линий концентрации напряжений).

Р.1.2 Участки поверхности корпуса, подлежащие контролю, должны быть очищены от краски, грязи, рыхлых продуктов коррозии и т.п. и зачищены до металлического блеска.

Р.1.3 Размеры участков поверхности корпуса, подготавливаемые для капиллярного контроля, определяют дефектоскописты, ответственные за проведение АЭ контроля или контроля напряженно-деформированного состояния металла этих деталей.

Р.1.3.1 Размер участка, подлежащий капиллярному контролю, в районе акустических источников, выявленных при АЭ контроле, зависит от точности локализации этих источников. Точность зависит от аппаратуры и условий контроля.

Р.1.3.2 В районах линий концентрации механических напряжений капиллярному контролю должны подвергаться участки шириной по 20 мм по обе стороны от этих линий рисунок Р.1.

Рисунок Р.1 - Фрагмент корпуса для проведения капиллярного контроля.

Р.1.3.3 Работы по подготовке поверхностей капиллярному контролю в обязанности дефектоскопита не входят и выполняются специально выделенным персоналом.

Р.2 Средства контроля

Р.2.1 При проведении контроля применяют дефектоскопические материалы в аэрозольных упаковках, состоящие из очистителя, индикаторного пенетранта, гасителя пенетранта и проявителя пенетранта. Дефектоскопические материалы должны обеспечивать класс чувствительности не менее II по ГОСТ 18442. Совместимость дефектоскопических материалов в наборах или сочетаниях обязательна и не должна ухудшать эксплуатационные качества контролируемых деталей.

Р.2.2 Для проведения капиллярного контроля специалисты НК должны быть обеспечены:

- металлической линейкой 0-150 мм с ценой деления не более 1 мм для измерения длины индикаторных следов;

- металлической щеткой или напильником для удаления краски с поверхностей, подвергаемых контролю;

- ветошью для протирки контролируемых поверхностей;

- ручкой или карандашом, бумагой для записи результатов контроля;

- средствами для осмотра индикаторных рисунков (лупой с увеличением до 10 и светильником, если местное освещение не обеспечивает четкую регистрацию индикаторных следов).

Р.3 Основные этапы проведения контроля

Р.3.1 Основными этапами проведения капиллярного неразрушающего контроля являются:

- подготовка объекта к контролю;

- проведение контроля;

- оценка результатов контроля;

Р.3.2 Подготовка к контролю заключается в подготовке участков поверхностей деталей, подлежащих контролю по результатам акустико–эмиссионного контроля или контроля напряженно-деформированного состояния. Поверхности участков должны быть очищены от краски, грязи, рыхлых продуктов коррозии и т.п. и зачищены до металлического блеска.

Р.3.3 Проведение контроля заключается в обезжиривании контролируемой поверхности, заполнении полостей дефектов индикаторным пенетрантом, удаление его избытка, нанесение проявителя. Все операции выполняются в соответствии с инструкциями, прилагаемыми к наборам дефектоскопических материалов. После завершения всех операций производят осмотр контролируемой поверхности невооруженным глазом или с использованием луп с увеличением 10.

Р.3.4 При наличии индикаторных следов на слое проявителя производят измерение их длин. На эскиз контролируемого участка поверхности корпусных деталей переносятся полученные индикаторные следы с сохранением их направления относительно конструктивных элементов корпусных деталей или границ контролируемого участка поверхности этих деталей. На эскизе указывают размеры индикаторных следов, а также расстояния между ними, если их несколько.

Р.4 Оценка результатов контроля

Р.4.1 При оценке результатов контроля фиксации подлежат индикаторные следы размером более 1 мм.

Р.4.2 Не допускаются трещины, а также дефекты, которым соответствуют индикаторные следы размером:

• более 10 % толщины плюс 1 мм для стенок толщиной до 20 мм;

• более 3 мм плюс 0,05 (S-20) для стенок толщиной от 20 до 60 мм, где S - толщина стенки в мм;

• более 5 мм для стенок толщиной более 60 мм.

Р.5. Требования безопасности

Р.5.1 При размещении, хранении, транспортировании и использовании дефектоскопических и вспомогательных материалов следует соблюдать требования к защите от пожаров и взрывов по ГОСТ 12.1.004 и ГОСТ 12.1.10.

Р.5.2 Расположение и организация рабочих мест, оснащение их приспособлениями, необходимыми для безопасного выполнения работ, должны соответствовать требованиям безопасности по ГОСТ 12.2.003.

Р.5.3 Требования безопасности по содержанию вредных веществ, температуре, влажности в рабочей зоне по ГОСТ 12.1.005 и ГОСТ 12.1.007, требования к вентиляционным системам по ГОСТ 12.4.021.

Р.5.4 Отходы в виде отработанных дефектоскопических материалов подлежат утилизации, удалению в установленные сборники.

Р.5.5 Требования к специальной одежде по ГОСТ 12.4.016 и ГОСТ 12.4.015.

Р.5.6 Требования к средствам защиты рук по ГОСТ 12.4.020.

Приложение С

(обязательное)

Методика проведения магнитопорошкового контроля

С.1 Подготовка к контролю

С.1.1 Подготовка объекта к контролю заключается в следующем:

- подготовка места для контроля;

- подготовка объекта к контролю;

- подготовка и проверка работоспособности аппаратуры.

С.1.2 Участки поверхности корпусных деталей, подлежащие магнитопорошковому контролю, должны быть тщательно очищены от грязи, рыхлых продуктов коррозии, краски и т.п., а затем эта поверхность должна быть хорошо обезжирена и просушена.

С.1.3 Размеры участков поверхности, подлежащих магнитопорошковому контролю, должны быть определены и обрисованы мелом операторами дефектоскопистами, проводившими АЭ контроль или магнитометрический контроль напряженно-деформированного состояния металла корпусных деталей.

С.1.4 Магнитный дефектоскоп перед включением в сеть переменного тока должен быть надежно заземлен.

С.1.5 Работоспособность дефектоскопа должна быть проверена по контрольному образцу, входящему в комплект дефектоскопа, в соответствии с инструкцией по эксплуатации.

С.2 Средства контроля, материалы.

С.2.1 Для контроля магнитопорошковым методом применяют дефектоскопы типа ПМД-70, МД-50П или аналогичные им.

С.2.2 При использовании люминесцентных магнитных порошков и паст применяются облучатели ультрафиолетовые типа КД-31Л; КД-ЗЗЛ и др.

С.2.3 При магнитопорошковом контроле применяют суспензии следующих составов:

СОСТАВ 1

Черный магнитный порошок, г................................................ 20-30

Хромпик калиевый, г.................................................................. 4 ± 1

Сода кальцинированная, г....................................................... 10 ± 1

Эмульгатор ОП-7 или ОП-10, г................................................ 5 ± 1

Вода, мл......................................................................................... до 1000

СОСТАВ 2

Калий двухромовокислый, г.................................................... 3,5 ± 0.5

Сода кальцинированная, г....................................................... 7 ±1

Смачиватель, г............................................................................. 1,4

Антивспениватель, г................................................................... 0,179

Вода, мл......................................................................................... 700

«Люмагпор-1», г........................................................................... 3,5 ± 0.5

СОСТАВ 3

Магнитная паста ЧВ-1 и KB-1, г............................................ 50 ± 5

Вода, мл......................................................................................... до 1000

СОСТАВ 4

Магнито-люминесцентная паста МЛ-1, г............................ 20

Вода, мл......................................................................................... до 1000

С.3 Проведение контроля

С.3.1 Контроль осуществляется в магнитном поле, которое создается с помощью магнита, входящего в комплект дефектоскопа.

С.3.2 В процессе намагничивания на участок контроля (зону между полюсами электромагнита) наносят сухой магнитный порошок или магнитную суспензию. При этом намагничивание должно продолжаться до полного стекания суспензии.

С.3.3 Осмотр контролируемой поверхности после работ, проведенных по С.1.2., проводится невооруженным глазом или с помощью оптических средств с десятикратным увеличением. При использовании люминесцентных магнитных материалов осмотр ведется в ультрафиолетовом свете.

С.3.4 При контроле участков в районе зон или линий концентрации механических напряжений магнит устанавливается так, чтобы зона или линия концентрации находились примерно на одинаковом расстоянии от полюсов электромагнита рисунок С.1.

1 - линия концентрации механических напряжений; 2 - полюса электромагнита;

3 - зона концентрации механических напряжений

Рисунок С.1 - Установка электромагнита при контроле участков в районе зон или линий концентрации механических напряжений.

С.3.5 При контроле протяженных участков, например в районе линий концентрации механических напряжений, контроль ведется в несколько приемов при перемещении каждый раз электромагнита вдоль этого участка так, чтобы не оставалось не проконтролированных зон.

С.3.6 При контроле зон акустически активных источников контроль ведется при двух взаимно перпендикулярных положениях электромагнита.

С.3.7 По настоящей методике обнаруживают несплошности металла с раскрытием более 25 мкм, что соответствует условному уровню чувствительности В по ГОСТ 21105.

ПРИМЕЧАНИЕ: Для намагничивания контролируемых участков могут использоваться постоянные магниты, если они обеспечивают условную чувствительность контроля В по ГОСТ 21105.

С.3.8 При обработке контролируемых поверхностей магнитными материалами необходимо учитывать, что магнитный порошок иногда оседает там, где в действительности нет дефекта. Появление мнимых дефектов бывает обусловлено глубокими царапинами, наклепом металла. Поэтому в сомнительных случаях поверхность необходимо зачистить надфилем или тонким шлифовальным кругом и провести повторный контроль.

С.3.9 При обнаружении дефектов в процессе контроля они должны быть зафиксированы на эскизе контролируемой арматуры с сохранением их ориентации относительно элементов конструкции корпуса, с указанием их протяженности и расстояний между ними, если их несколько.

С.3.10 После окончания контроля исследуемые участки при необходимости могут быть размагничены с помощью тех же магнитных дефектоскопов в автоматическом или ручном режиме.

С.4 Оценка результатов контроля

С.4.1 При оценке результатов контроля фиксации подлежат индикаторные следы размером более 1 мм.

С.4.2 Не допускаются трещины, а также дефекты, которым соответствуют линейные индикаторные следы размером:

• более 10 % толщины плюс 1 мм для стенок толщиной до 20 мм;

• более 3 мм плюс 0,05 (S-20) для стенок толщиной от 20 до 60 мм, где S - толщина стенки в мм;

• более 5 мм для стенок толщиной более 60 мм.

С.5 Требования безопасности

5.1 Общие требования безопасности к проведению контроля по ГОСТ 12.3.002.

5.2 Работу с аппаратурой следует проводить в соответствии с требованиями безопасности, изложенными в инструкции по эксплуатации.

5.3 К проведению контроля допускаются дефектоскописты, прошедшие аттестацию в установленном порядке, а также обучение и инструктаж по ГОСТ 12.0.004.

5.4 Расположение и организация рабочих мест на участке, оснащение их приспособлениями, необходимыми для безопасного выполнения технологических операций, должны соответствовать требованиям безопасности по ГОСТ 12.2.032, ГОСТ 12.2.033, ГОСТ 12.2.061 и ГОСТ 12.2.062.

5.5 Требование к содержанию вредных веществ, температуре, влажности, подвижности воздуха в рабочей зоне - по ГОСТ 12.1.005 и ГОСТ 12.1.007, требования к вентиляционным системам – по ГОСТ 12.4.021.

5.6 Требования к коэффициенту естественной освещенности (КЕО) и освещенности рабочей зоны, пульсации светового потока, яркости и контрасту - по СНИП П-4-79, утвержденным Госстроем СССР.

5.8 Требования электробезопасности - по ГОСТ 12.2.007.0, ГОСТ 12.1.019, «Правилам устройства электроустановок», «Правилам эксплуатации электроустановок потребителей».

5.9 Защитное заземление или зануление дефектоскопа – по ГОСТ 12.1.030.

Требования к защите от вредного воздействия постоянных магнитных полей должны соответствовать «Предельно допустимым уровням воздействия постоянных магнитных полей при работе с магнитными устройствами и магнитными материалами» № 1742-77, утвержденным Минздравом СССР.

Приложение Т

(обязательное)

Методика проведения ультразвукового контроля

Т.1 Общие положения

Т.1.1 Метод ультразвукового контроля (УЗК) используется для обнаружения внутренних дефектов корпусов, деталей, а также отдельных сварных швов арматуры.

Применение метода УЗК обязательно в случае обнаружения зон с возможным наличием дефектов при магнитометрическом или АЭ контроле, а также для деталей и узлов, для которых предусмотрена дефектоскопия указанным методом.

С помощью ультразвукового контроля выявляются дефекты типа нарушения сплошности материала (раковина, поры, неметаллические включения, трещины, коррозионные язвы и непровары сварного шва и т.д.), контролируются геометрические размеры изделий (толщины корпусных изделий и др.), имеющих односторонний доступ.

Т.1.2 Метод УЗК основан на регистрации эхо-сигналов (отраженных сигналов) от дефектов, получаемых в результате генерации в металле зондирующих импульсов. Зондирующие импульсы – короткие электрические импульсы, производимые генератором, которые посредством преобразователя вводятся в объект контроля. Определяющими значениями при ультразвуковом контроле являются амплитуда и время прихода эхо-сигнала.

Т.1.3 При УЗК основного металла деталей фиксации (регистрации) подлежат несплошности с общей (суммарной) отражающей площадью 10 мм² для толщин до 50 мм и 15 мм² для толщин от 50 до 100 мм.

При УЗК сварных соединений (швов) фиксации подлежат несплошности с общей (суммарной) отражающей поверхностью 3,5 мм² для толщин до 40 мм и 5,0 мм² для толщин от 40 до 60 мм.

Т.1.4 Ультразвуковой метод используется также для измерения толщин стенок арматуры (ультразвуковая толщинометрия).

Измерения толщин стенок арматуры должно выполняться также в местах, где обнаружены дефекты.

Т.2 Средства контроля

Т.2.1 Дефектоскопы, применяемые для контроля, должны удовлетворять следующим требованиям:

- значения номинальных частот дефектоскопа 1,25; 1,8; 2,5; 5,0 МГц. Отклонение от номинальных частот не более ±20 %;

- диапазон измерения отношения амплитуд сигналов - не менее 30 дБ;

- неравномерность выравнивания амплитуд сигналов в диапазоне контроля – не более 6 дБ;

- диапазон скоростей распространения продольных ультразвуковых колебаний от 2500 до 6500 м/с;

- диапазон толщин контролируемого материала от 1 мм до 200 мм;

- иметь автоматический сигнализатор дефектов (АСД) и временную регулировку чувствительности (ВРЧ). Динамический диапазон ВЧР на номинальной частоте 2,5 МГц – не менее 40 дБ;

- иметь в комплекте пьезоэлектрические ультразвуковые преобразователи:

прямые раздельно-совмещенные или совмещенные с рабочей частотой 2,5 МГц;

совмещенные наклонные с углами ввода по стали 40^о, 50° и 65° с рабочими частотами 1,8 МГц и 2,5 МГц.

Т.2.2 Преобразователи должны иметь четкую маркировку и паспорт с указанием геометрических и акустических параметров. Параметры совмещенных преобразователей должны удовлетворять следующим основным требованиям:

расчетная характеристика направленности поля излучения - приема (¦а) должна быть в пределах 12-30 МГц × мм (¦ - частота, а - радиус пьезоэлемента);

соотношение сигнал/шум в зоне появления эхо-сигналов от несплошностей должно быть не менее 16 дБ при поисковой чувствительности.

Т.2.3 Стандартные образцы должны удовлетворять следующим общим требованиям:

стандартные образцы СО-1, СО-2 и СОП должны быть аттестованы и удовлетворять требованиям ГОСТ 14782;

допускается изготовление стандартных образцов организациями, занимающимися контролем, с обязательной их аттестацией на соответствие требованиям ГОСТ 14782;

в случаях, когда имеется металл необходимого сортамента, рекомендуется изготавливать стандартные образцы из того же материала, что и материал диагностируемых элементов арматуры.

Т.2.4 Серийные дефектоскопы, преобразователи и стандартные образцы должны быть аттестованы (поверены) в соответствии с действующими стандартами. Допускается использование специализированных (нестандартных) средств измерения, включая аттестованные специализированные дефектоскопы и преобразователи.

Т.2.5 Ультразвуковые толщиномеры, используемые для контроля, должны удовлетворять следующим основным требованиям:

- диапазон измерения толщины по стали не менее 1 мм до 200 мм;

- погрешность измерения не более ± 0,1 мм.

Т.2.6 Контактные жидкости, используемые для создания акустического контакта, должны быть пожаро - взрывобезопасными, безвредными для специалистов неразрушающего контроля и не оказывать вредного влияния на металл контролируемого изделия.

Т.3 Подготовка арматуры к контролю

Т.3.1 Подготовка объекта к контролю заключается в зачистке поверхности корпусных деталей, прилегающих к зонам акустически активных источников, обнаруженных АЭ контролем, или к зонам линий концентрации механических напряжений, определенных при магнитометрическом контроле напряженно-деформированного состояния металла корпусных деталей.

Размеры зон на основном металле в районе акустически активных источников, подлежащие ультразвуковому контролю, определяет специалист, ответственный за проведение АЭ контроля, в зависимости от точности локализации этих источников.

При необходимости контроля этих зон наклонными преобразователями (обнаружение дефектов, развивающихся с внутренней поверхности корпусных деталей), их границы могут быть расширены до величины l, не менее

l = h · tgb + a, (Т.1)

где h – толщина основного металла в зоне контроля, мм;

b - угол ввода ультразвуковых колебаний по стали наклонного преобразователя, используемого для контроля;

а – габаритные размеры (длина или диаметр) преобразователя, мм.

При обнаружении акустически активных источников в сварных соединениях размер зоны вдоль шва определяется специалистом, ответственным за АЭ контроль. Размер зоны поперек шва по его обе стороны для арматуры со сферическим корпусом должен быть не менее 2l. Для сварных корпусов коробочного типа ширина зоны равна толщине сварных листов.

Границы зон контроля на основном металле в районе линий концентраций механических напряжений, подлежащие ультразвуковому контролю прямыми преобразователями на наличие внутренних дефектов, должны быть как указано на рисунке Т.1.

При необходимости контроля этих зон наклонными преобразователями на наличие дефектов, развивающихся с внутренней поверхности корпусных деталей, границы этих зон в направлениях, перпендикулярных линиям концентрации механических напряжений, должны быть расширены на величину l.

1 – линия концентрации механических напряжений; 2 – граница зоны контроля прямыми преобразователями; 3 – граница зоны контроля наклонными преобразователями

Рисунок Т.1 – Границы зон контроля арматуры в районе линий концентрации механических напряжений

При расположении линий концентрации напряжений вдоль сварных соединений размер зон, подготавливаемых под ультразвуковой контроль вдоль шва, равен длине линии концентрации напряжений плюс по 20 мм с обеих ее сторон поперек шва.

Поверхность корпусных деталей в зонах контроля должна быть очищена от грязи, краски, рыхлых продуктов коррозии, пенетранта (если перед этим проводился капиллярный контроль этих зон) и зачищена до металлического блеска.

Т.3.2 Проверка работоспособности аппаратуры в комплекте с преобразователями осуществляется в соответствии с требованиями эксплуатационной документации.

Т.4 Контроль основного металла корпусных деталей

Т.4.1 Контроль основного металла корпусных деталей на наличие внутренних дефектов проводится прямыми раздельно-совмещенными или совмещенными преобразователями на частоте 2,5 МГц. Схема контроля приведена на рисунке Т.2.

а) контроль прямыми раздельно-совмещенными или совмещенными преобразователями на наличие внутренних несплошностей;

б) контроль наклонными раздельно-совмещенными или совмещенными преобразователями на наличие внутренних несплошностей и несплошностей, развивающихся с внутренней поверхности.

Рисунок Т.2 – Схема контроля основного металла корпусных деталей

Настройку дефектоскопа проводят согласно инструкции (руководства по эксплуатации) дефектоскопа по стандартному образцу предприятия.

Т.4.3 При настройке прибора преобразователь устанавливают через слой контактной жидкости на СОП над искусственным дефектом (отражателем), выполненным в виде сверления диаметром 3,6 мм, находящимся в части образца с наибольшей толщиной (в дальнейшем – дальний отражатель), добиваются такой чувствительности, чтобы эхо-импульс от искусственного дефекта по высоте был бы равен половине экрана, а запас по чувствительности был бы не менее 12 дБ.

Длительность развертки выбирается такой, чтобы эхо-импульс от дальнего отражателя находился в правой части экрана, но не выходил за границы его видимой части.

Т.4.4 Преобразователь устанавливают через слой контактной жидкости на СОП над искусственным дефектом (отражателем), выполненным в виде сверления диаметром 3,6 мм, находящимся в части образца с наименьшей толщиной (в дальнейшем – ближний отражатель), и устанавливают передние фронты зон АСД и ВРЧ.

Передний фронт зоны АСД устанавливается на 1,0 мм левее переднего фронта эхо-импульса от ближнего отражателя, а передний фронт импульса ВРЧ должен совпадать с задним фронтом эхо-импульса.

Т.4.5 Преобразователь снова устанавливают над дальним отражателем и выставляют задние фронты зон АСД и ВРЧ.

Задний фронт зоны АСД - на 1,0 мм правее заднего фронта эхо-импульса от дальнего отражателя, а задний фронт зон импульса ВРЧ должен совпадать с передним фронтом эхо-импульса.

Т.4.6 Выравнивают чувствительность в пределах зоны АСД в соответствии с инструкцией по эксплуатации на дефектоскоп.

Для выравнивания чувствительности в средней части зоны АСД используют отражатель (сверление диаметром 3,6 мм) в средней части СОП (на глубине 30мм).

Т.4.7 После операций, проведенных выше, фиксируют в децибелах ослабление сигнала на входе дефектоскопа по нажатым кнопкам аттенюатора - это уровень фиксации дефектов. В дальнейшем пользуются только аттенюатором, не трогая остальные ручки дефектоскопа.

Т.4.8 Устанавливают преобразователь через слой контактной жидкости на СОП над отражателем (сверление диаметром 5,0 мм) в средней части СОП (на глубине 30 мм). Манипулируя только кнопками аттенюатора, устанавливают уровень эхо-сигнала по высоте такой же, как от отражателя (сверление диаметром 3,6 мм). Значение ослабления сигнала в децибелах фиксируется, оно соответствует контрольному уровню. Проверяют настройку по ближнему и дальнему отражателям, разница в значениях ослабления не должна превышать ± 2дБ.

Т.4.9 Устанавливают поисковый уровень чувствительности, что соответствует уменьшению сигнала на 6 дБ по сравнению с уровнем фиксации, и приступают к контролю.

Т.4.10 После настройки прибора проводят дефектоскопию арматуры. На поверхности зоны корпусной детали, подлежащей контролю, наносят слой контактной жидкости и проводят контроль путем перемещения преобразователя по поверхности этой зоны, как показано на рисунке Т.3.

Шаг сканирования, т.е. расстояние между линиями перемещения преобразователя, выбирается равным не более половины диаметра или ширины преобразователя.

1 – зона поверхности корпусных деталей, подлежащая контролю; 2 – линии сканирования (перемещения преобразователя); 3 – шаг сканирования; 4 – условные размеры выявленного дефекта.

Рисунок Т.3 – Схема контроля арматуры прямыми ультразвуковыми преобразователями

Т.4.11 При появлении эхо-импульса в зоне АСД, перемещая преобразователь вдоль линии сканирования, находят такое его положение, при котором амплитуда эхо-импульса максимальна, и производят ее оценку. Устанавливают ослабление на аттенюаторе, соответствующее уровню фиксации по Т.4.6. Если эхо-импульс ниже уровня, выбранного по Т.4.6, то возвращаются к поисковой чувствительности и продолжают контроль. Если эхо-импульс по высоте равен уровню по Т.4.6, то на линии сканирования делают отметку под преобразователем. Если эхо-импульс по высоте превышает уровень по Т.4.6, то увеличивая ослабление, доводят его уровень до установленного и фиксируют показания аттенюатора. На линии сканирования делают отметку, соответствующую положению преобразователя. На эскизе около этой точки ставят значение ослабления. Затем устанавливают значение ослабления, соответствующее уровню фиксации, преобразователь перемешают вдоль линии сканирования сначала в одну сторону от положения, при котором эхо-импульс максимален, а затем в другую, отмечая на линии сканирования положения преобразователя, при которых эхо-импульс уменьшается до уровня, выбранного по Т.4.6 (уровень фиксации). Эти «отметки» переносятся на эскиз.

После завершения сканирования всей поверхности отмеченные точки на близлежащих линиях сканирования соединяют, обрисовывая контур выявленных дефектов. Линейкой измеряют обрисованные контуры выявленных дефектов в 2-х взаимно перпендикулярных направлениях, результаты измерений переносят на эскиз.

Т.4.12 Глубину залегания выявленных несплошностей можно определить:

по положению эхо-импульса в зоне АСД зная, что длительность зоны АСД пропорциональна толщине контролируемого металла;

по показаниям глубиномера, если дефектоскоп его имеет, например, предварительно его настроив в соответствии с инструкцией по эксплуатации.

Т.4.13 Контроль основного металла корпусных деталей на наличие несплошностей с использованием наклонных преобразователей ведется по схеме, приведенной на рисунке Т.2.

При этом могут быть выявлены несплошности, находящиеся в основном металле, а также несплошности, развивающиеся с внутренней поверхности, например, усталостные трещины.

Т.5 Оценка результатов ультразвукового контроля

Т.5.1. При контроле основного металла корпусных деталей арматуры фиксации подлежат несплошности с эквивалентной отражающей площадью 10 мм² для толщин до 50 мм и 15 мм² для толщин от 50 мм до 100 мм,

5.1.1 Недопустимы следующие несплошности:

• с эквивалентной отражающей поверхностью более 20 мм² для толщин до 50 мм и более 30 мм² для толщин от 50 до 100 - мм;

• протяженные несплошности с эквивалентной отражающей поверхностью от 10 до 20 мм² для толщин до 50 мм и от 15 до 30 мм² для толщин от 50 до 100 мм;

• непротяженные с эквивалентной отражающей поверхностью от 10 до 20 мм² для толщин до 50 мм и от 15 до 30 мм² для толщин от 50 до 100 мм, если их количество более 15 при минимальном расстоянии между ними не менее 10 мм для толщин до 50 мм и не менее 15 мм для толщин от 50 до 100 мм, проектируемые на участок поверхности ввода ультразвуковых колебаний размером 200 × 300 мм.

Т.5.2. При ультразвуковом контроле сварных соединений корпусных деталей фиксации подлежат несплошности с эквивалентной отражающей поверхностью 3,5 мм² для толщин до 40 мм и 5,0 мм² для толщин от 40 до 60 мм

5.2.1. недопустимы следующие несплошности:

• с эквивалентной отражающей поверхностью более 7,0 мм²для толщин до 40 .мм и 10,0 мм² для толщин от 40 до 60 мм,

• протяженные с эквивалентной отражающей поверхностью от 3,5 до 7,0 мм² для толщин до 40 мм и от 5.0 до 10,0 мм²для толщин от 40 до 60 мм;

• непротяженные одиночные несплошности с эквивалентной отражающей поверхностью от 3,5 до 7,0 мм² для толщин до 40 мм и от 5,0 до 10,0 мм² для толщин от 40 до 60 мм в количестве более 8 при толщине до 20 мм, более 9 при толщине от 20 до 40 мм и более 10 при толщине от 40 до 60 мм на каждые 100 мм длины сварного шва.

Т.6 Требования безопасности

Т.6.1 Общие требования безопасности к проведению контроля по ГОСТ 12.3.002.

Т.6.2 Работу с аппаратурой следует проводить в соответствии с требованиями безопасности, изложенными в инструкциях по эксплуатации.

Т.6.3 К проведению контроля допускаются дефектоскописты, прошедшие аттестацию в установленном порядке, а также обучение и инструктаж по ГОСТ 12.0.004.

Т.6.4 Расположение и организация рабочих мест на участке, оснащение их приспособлениями, необходимыми для безопасного выполнения технологических операций, должны соответствовать требованиям безопасности по ГОСТ 12.2.032, ГОСТ 12.2.033, ГОСТ 12.2.061 и ГОСТ 12.2.062.

Т.6.5 Требование к содержанию вредных веществ, температуре, влажности, подвижности воздуха в рабочей зоне - по ГОСТ 12.1.005 и ГОСТ 12.1.007, требования к вентиляционным системам – по ГОСТ 12.4.021.

Т.6.6 Требования к коэффициенту естественной освещенности (КЕО) и освещенности рабочей зоны, пульсации светового потока, яркости и контрасту - по СНИП П-4-79, утвержденным Госстроем СССР.

Т.6.7 Требования электробезопасности - по ГОСТ 12.2.007, ГОСТ 12.1.019, «Правилам устройства электроустановок», «Правилам эксплуатации электроустановок потребителей.

Т.6.8 Защитное заземление или зануление дефектоскопа – по ГОСТ 12.1.030.

Т.6.9 При проведении ультразвукового контроля должны соблюдаться требования «Санитарных норм и правил при работе с оборудованием, создающим ультразвук, передаваемый контактным путем на руки работающих» № 2282-80, утвержденных Минздравом СССР.

Приложение У

(Обязательное)

Контроль и анализ механических характеристик материала арматуры

У.1 Диагностирование арматуры должно сопровождаться контролем механических характеристик материала ее элементов с целью определения и анализа их изменения по мере наработки или срока службы.

У.2 Измерение твердости осуществляется для получения текущих значений предела прочности - s_в материала корпусных деталей арматуры на момент обследования.

У.3 Измерение твердости проводится в соответствии с требованиями ГОСТ 23677, ГОСТ 22761, ГОСТ 18661, ГОСТ 9031, ГОСТ 22762 твердомерами типа ИТ 5070, ТЭМП – 3, Константа К5У или другими.

У.4 Твердомеры, применяемые для измерения твердости материала корпусных деталей арматуры, должны удовлетворять следующим требованиям:

- диапазон измерения твердости по Бринеллю 95…450 НВ;

- пределы основной допускаемой погрешности, с числом замеров 5, не более

в диапазоне (95…150) НВ ±10;

в диапазоне (150…300) НВ ±15;

в диапазоне (300…450) НВ ±20;

У.5 Для измерения твердости выбираются горизонтальные (допускаются вертикальные) участки арматуры. Выбранное место площадью 350 – 400 мм² зачищается напильником, затем наждачной шкуркой до металлического блеска. Шероховатость поверхности не более R_a = 2,5 мкм по ГОСТ 2789. Зачищенная поверхность обезжиривается. На этой поверхности арматуры осуществляется измерение твердости 8-10 раз и определяется среднее ее значение. Отклонение каждого замеренного значения от среднего не должно превышать 5 %. При превышении отклонения более чем на 5 % количество измерений увеличивают, причем следующие 8-10 измерений проводят в местах, находящихся на расстоянии, составляющем величину не менее 25 % от максимального размера детали.

Для круглых и цилиндрических деталей повторные измерения проводить, по возможности, на диаметрально расположенных участках, а при недоступности таких - на участках, располагающихся под углом 90° друг к другу.

У.6 По полученным значениям твердости определяется предел прочности s_в по таблице ГОСТ 22761. Значения s_в используются при расчете деталей на прочность и при определении остаточного срока службы.

Приложение Ф

Список использованных источников

1. №116-ФЗ. Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.97 г.

2. ГОСТ 2.601-95. Единая система конструкторской документации. Эксплуатационные документы.

3. ГОСТ 12.0.004-90. ССБТ. Организация обучения безопасности труда. Общие положения.

4. ГОСТ 12.1.005-88. ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны.

5. ГОСТ 12.1.007-76. ССБТ. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности.

6. ГОСТ 12.0.019-79. ССБТ. Электробезопасностъ. Общие требования и номенклатура видов защиты.

7. ГОСТ 12.1.030-81. ССБТ. Электробезопасность. Защитное заземление, зануление.

8. ГОСТ 12.2.003-91. ССБТ, Оборудование производственное. Общие требования безопасности.

9. ГОСТ 12.2.007.0-75. ССБТ. Изделия электрические. Общие требования безопасности.

10. ГОСТ 12.3.002-75. ССБТ. Процессы производственные. Общие требования безопасности.

11. ГОСТ 12.2.063-81. ССБТ. Арматура промышленная трубопроводная. Общие требования безопасности.

12. ГОСТ 12.2.049-80. ССБТ. Оборудование производственное. Общие требование безопасности.

13. ГОСТ 12.2.032-78. ССБТ. Рабочее место при выполнении работ сидя. Общие эргономические требования.

14. ГОСТ 12.2.033-78. ССБТ. Рабочее место при выполнении работ стоя. Общие эргономические требования.

15. ГОСТ 12.2.061-81. ССБТ. Оборудование производственное. Общие требование безопасности к рабочим местам.

16. ГОСТ 5762-2002. Арматура трубопроводная промышленная. Задвижки на номинальное давление не более PN 250. Общие технические условия.

17. ГОСТ 977-88. Отливки стальные. Общие технические условия.

18. ГОСТ 12.1.010-76 Взрывобезопасность. Общие требования.

19. ГОСТ 23667–85. Контроль неразрушающий. Дефектоскопы ультразвуковые. Метод измерения основных параметров.

20. ГОСТ 25221–82. Сосуды и аппараты стальные. Днища и крышки сферические неотбортованные. Нормы и методы расчета на прочность.

21. ГОСТ 27.002-89. Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения.

22. ГОСТ 356-80 Арматура и детали трубопроводов. Давления условные, пробные и рабочие. Ряды.

23. ГОСТ 9544-93. Арматура трубопроводная запорная. Нормы герметичности затворов.

24. ГОСТ 9454-78. Металлы. Метод испытания на ударный изгиб при пониженной, комнатной и повышенной температурах.

25. ГОСТ 13252. Затворы обратные на номинальное давление PN £ 25 МПа (250 кгс/см²). Общие технические условия.

26. ГОСТ 14249-89. Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность.

27. ГОСТ 14782-86. Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые.

28. ГОСТ 7512-82 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод.

29. ГОСТ 18442-80. Контроль неразрушающий. Капиллярные методы.

30. ГОСТ 21105-87. Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод.

31. ГОСТ 23829-85 Контроль неразрушающий акустический. Термины и определения.

32. ГОСТ 24522-80 Контроль неразрушающий капиллярный. Термины и определения.

33. ГОСТ 20911–89. Техническая диагностика. Термины и определения.

34. ГОСТ 24054-80. Изделия машиностроения и приборостроения. Методы испытания на герметичность. Общие требования.

35. ГОСТ 28702-90. Контроль неразрушающий. Толщиномеры ультразвуковые контактные. Общие технические требования.

36. ГОСТ 25136-82. Соединения трубопроводов. Методы испытаний на герметичность.

37. ГОСТ 27655-88. Акустическая эмиссия. Термины, определения и обозначения.

38. ОСТ 26656–85. Техническая диагностика. Контролепригодность. Общие требования.

39. ГОСТ 27518–67. Диагностирование изделий. Общие требования.

40. ВСН 012-88. Ведомственные строительные нормы. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ.

41. РД 03-484-02 «Положение о порядке продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах».

42. ПБ 03-246-98. Правила проведения экспертизы промышленной безопасности.

43. ПБ 09-540-03. Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств.

44. Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением. – М.: НПО ОБТ, 1994.

45. Правила аттестации персонала в области неразрушающего контроля. Утв. постановлением Госгортехнадзора России № 3 от 23.01.02.

46. ПБ 03-576-03. Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением.

47. ПБ 03-585-03. Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов.

48. ПБ 03-593-03. Правила организации и проведения акустико-эмиссионного контроля сосудов, аппаратов, котлов и технологических, трубопроводов.

49. ОР-08.00-60.30.00-КТН-012-1-04. Регламент входного контроля, технического обслуживания, ремонта, технического освидетельствования запорной арматуры и обратных затворов объектов магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть».

50. РД 153-39ТН-008-96. Руководство по организации эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций.

51. РД 26-15-88. Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность и герметичность фланцевых соединений.

52. РТМ 26-01-92-76. Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность с учетом малоцикловых нагрузок.

53. РД 03-606-03 Инструкция по визуальному и измерительному контролю М.: ПИО ОБТ, 2003 г.

54. РД 153-39.4-056-00. Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов.

55. РД 153-39.4-053-00 «Методика диагностирования состояния задвижек Dy 50…1200 мм Py 1,6 … 8,0 МПа в процессе эксплуатации, до и после капитального ремонта с применением методов неразрушающего контроля».

56. РД 153-39.4-054-00 «Основные правила определения остаточного ресурса и количественных значений показателей надежности арматуры нефте- и продуктопроводов после ее капитального ремонта».

57. РД 153-39.4-055-00 «Основные правила определения остаточного ресурса и продления назначенных показателей арматуры нефтепроводов».

58. РД 03-298-99. Положение о порядке утверждения заключения экспертизы промышленной безопасности.

59. РД 03-484-02. Положение о порядке продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах.

60. ПОТ РМ-016-2001 РД 153-34.0-03.150-00. Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок. – М.: Издательство НЦ ЭНАС, 2001.

Содержание

1 Назначение и область применения

2 Термины и определения

3 Принятые сокращения

4 Общие положения

5 Виды освидетельствования арматуры

6 Организация работ по освидетельствованию трубопроводной арматуры

7 Методика освидетельствования арматуры

7.1 Анализ документации на арматуру

7.2 Контроль герметичности затвора арматуры

7.3 Методика технического диагностирования арматуры методами неразрушающего контроля

7.4 Расчет на прочность арматуры

7.5 Оценка технического состояния арматуры

8 Определение остаточного срока службы трубопроводной арматуры

9 Требования безопасности

Приложение А Техническое задание на проведение технического освидетельствования

Приложение Б1 Типовая программа технического освидетельствования и продления срока службы трубопроводной арматуры находящейся в эксплуатации

Приложение Б2 Типовая программа технического освидетельствования и продления срока службы трубопроводной арматуры после капитального ремонта

Приложение В Акт по результатам визуально-измерительного контроля арматуры

Приложение Г Акт по результатам неразрушающего контроля (дефектоскопии, измерений) арматуры

Приложение Д Акт по результатам измерения толщины стенок

Приложение Е Ведомость дефектов, обнаруженных при дефектоскопическом обследовании арматуры (детали)

Приложение Ж Заключение по результатам технического освидетельствования

Приложение И Схема неразрушающего контроля корпуса задвижки клиновой литой под приварку

Приложение К Схема неразрушающего контроля корпуса задвижки шиберной штампосварной под приварку

Приложение Л Схема неразрушающего контроля корпуса шарового крана штампосварного под приварку

Приложение М Схема неразрушающего контроля корпуса обратного затвора поворотного литого под приварку

Приложение Н Методика проведения акустико-эмиссионного контроля

Приложение П Методика проведения магнитометрического контроля

Приложение Р Методика проведения капиллярного контроля

Приложение С Методика проведения магнитопорошкового контроля

Приложение Т Методика проведения ультразвукового контроля

Приложение У Контроль и анализ механических характеристик материала арматуры

Приложение Ф Список использованных источников