СТО Газпром 2-4.1-406-2009

 

Главная       Учебники - Газпром      СТО Газпром 2-4.1-406-2009

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СТО Газпром 2-4.1-406-2009

 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 


СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ


МЕТОДИКА ОЦЕНКИ РЕСУРСА ЗАПОРНО-РЕГУЛИРУЮЩЕЙ АРМАТУРЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ


СТО Газпром 2-4.1-406-2009


Издание официальное


 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


Общество с ограниченной ответственностью

«Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий – Газпром ВНИИГАЗ»


Дочернее открытое акционерное общество «Оргэнергогаз» Общество с ограниченной ответственностью «Газпром экспо»


Москва 2010

Предисловие


  1. РАЗРАБОТАН


  2. ВНЕСЕН


  3. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ


  4. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Обществом с ограниченной ответственностью

«Научно-исследовательский институт природных

газов и газовых технологий – Газпром ВНИИГАЗ», дочерним открытым акционерным обществом «Оргэнергогаз»

с участием специалистов организаций и дочерних обществ ОАО «Газпром»


Управлением по транспортировке газа и газового конденсата Департамента по транспортировке, подземному хранению

и использованию газа


распоряжением ОАО «Газпром» от 15 сентября 2009 г. № 291


© ОАО «Газпром», 2009

© Разработка ООО «Газпром ВНИИГАЗ», ДОАО «Оргэнергогаз», 2009

© Оформление ООО «Газпром экспо», 2010


Распространение настоящего стандарта осуществляется в соответствии с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»

Содержание

  1. Область применения 1

  2. Нормативные ссылки 2

  3. Термины и определения 4

  4. Общие положения 7

  5. Требования к организациям, персоналу и используемому оборудованию 8

  6. Порядок выполнения работ 10

    1. Анализ технической документации 10

    2. Сбор имеющейся информации и инженерный анализ данных об эксплуатационных режимах за период эксплуатации, отказах, неисправностях,

      наработках и проведенных ремонтах 12

    3. Оценка технического состояния 14

  7. Продление срока безопасной эксплуатации и оформление результатов 24

  8. Требования безопасности 26

Приложение А (справочное) Номенклатура основных изготовителей

трубопроводной арматуры для ОАО «Газпром» 28

Приложение Б (рекомендуемое) Типовые схемы контроля 31

Приложение В (рекомендуемое) Модельный пример оценки ресурса

трубопроводной арматуры 34

Приложение Г (рекомендуемое) Рекомендуемые показатели оценки герметичности

затворов запорных кранов 36

Приложение Д (рекомендуемое) Рекомендуемые методы неразрушающего контроля

и нормы отбраковки 37

Приложение Е (рекомендуемое) Формы протоколов неразрушающего контроля трубопроводной арматуры 39

Приложение Ж (рекомендуемое) Форма заключения по результатам технического диагностирования 46

Приложение И (справочное) Допускаемые напряжения для различных марок сталей 50

Библиография 51

Введение


Настоящий стандарт разработан в рамках Программы научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ ОАО «Газпром» на 2006 г., утвержденной Председателем Правления ОАО «Газпром» А.Б. Миллером 10 февраля 2006 г. № 01-20, и Перечня приоритетных научно-технических проблем ОАО «Газпром» на 2006–2010 годы, утвержденного Председателем Правления ОАО «Газпром» 11 октября 2005 г. № 01-106: п. 4.1 «Создание технологий и технических средств для строительства, реконструкции и эксплуатации трубопроводных систем с оптимальными параметрами транспорта газа и устойчивостью к воздействию естественных факторов и технологических нагрузок».

Настоящий стандарт разработан ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в соответствии с договором от 31 января 2007 г. № 0209-06-16 на выполнение научно-исследовательских работ по теме

«Разработка методов и технических решений по прогнозу технического состояния и перспективе эксплуатации магистральных газопроводов ОАО «Газпром». Целью настоящего стандарта является разработка последовательности действий и методики оценки ресурса запорно-регулирующей арматуры магистральных газопроводов, на основе которых выбирается оптимальная стратегия ее последующей эксплуатации и технического обслуживания.

Настоящий стандарт разработан авторским коллективом в составе: канд. техн. наук В.В. Аладинский, канд. техн. наук С.В. Нефедов, канд. техн. наук И.Н. Курганова, канд. техн. наук В.М. Силкин, канд. техн. наук М.Ю. Панов, канд. физ.-мат. наук В.П. Столов, Е.Н. Овсянников, Г.А. Алексашин (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»), И.Ф. Егоров, Н.Ф. Муталим-заде, А.А. Сухолитко (ДОАО «Оргэнергогаз»), А.Н. Колотовский, А.М. Волошин (ОАО «Газпром»).

СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»


image

МЕТОДИКА ОЦЕНКИ РЕСУРСА ЗАПОРНО-РЕГУЛИРУЮЩЕЙ АРМАТУРЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ


image

Дата введения – 2010-06-04


  1. Область применения


    1. Настоящий стандарт устанавливает общие требования к организации, содержанию и объему выполнения работ, на основании которых определяется техническое состояние, оценивается остаточный ресурс и принимается решение о продлении срока безопасной эксплуатации трубопроводной арматуры, установленной на магистральных газопроводах ОАО «Газпром».

    2. Настоящий стандарт распространяется на трубопроводную арматуру, которая в соответствии с общими техническими требованиями, установленными в СТО Газпром 2-4.1-212, поставляется на объекты ОАО «Газпром».

    3. Положения настоящего стандарта применяются для трубопроводной арматуры следующих основных видов и типоразмеров (при номинальных давлениях PN не более 16 МПа из ряда нормативных номинальных давлений по ГОСТ 356):

      • запорные шаровые краны от DN 50 до DN 1400 с запирающими элементами типа плавающего шара или шара в опорах;

      • запорные конусные краны от DN 50 до DN 1000;

      • запорные клапаны и задвижки от DN 50 до DN 300;

      • регулирующие шаровые краны и клапаны от DN 300 до DN 1400;

      • предохранительные клапаны от DN 50 до DN 200;

      • быстросъемные затворы;

      • обратные дисковые и осесимметричные затворы;

      • арматура камер запуска и приема внутритрубных устройств.


        image

        Издание официальное

        П р и м е ч а н и е – Здесь и далее по тексту знаки маркировки и параметров арматуры (обозначения DN и PN с приведенными справа от них цифрами) соответствуют обозначениям по ГОСТ Р 52760 (пункт 4.1.1).


    4. Требования, установленные в настоящем стандарте, обязательны для применения структурными подразделениями, дочерними обществами и организациями ОАО «Газпром», эксплуатирующими и обслуживающими магистральные газопроводы, а также специализированными организациями, выполняющими обследование и техническую диагностику магистральных газопроводов.


  2. Нормативные ссылки


    В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

    ГОСТ 12.2.063-81 Система стандартов безопасности труда. Арматура промышленная трубопроводная. Общие требования безопасности

    ГОСТ 25.506-85 Расчеты и испытания на прочность. Методы механических испытаний металлов. Определение характеристик трещиностойкости (вязкости разрушения) при статическом нагружении

    ГОСТ 27.002-89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения ГОСТ 356-80 Арматура и детали трубопроводов. Давления условные, пробные и рабочие. Ряды ГОСТ 7512-82 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод ГОСТ 9012-59 Металлы. Метод измерения твердости по Бринеллю

    ГОСТ 9544-2005 Арматура трубопроводная запорная. Классы и нормы герметичности затворов

    ГОСТ 14782-86 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразву-

    ковые


    ГОСТ 18442-80 Контроль неразрушающий. Капиллярные методы. Общие требования ГОСТ 18661-73 Сталь. Измерение твердости методом ударного отпечатка

    ГОСТ 20911-89 Техническая диагностика. Термины и определения ГОСТ 21105-87 Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод

    ГОСТ 22761-77 Металлы и сплавы. Метод измерения твердости по Бринеллю перенос-

    ными твердомерами статического действия

    ГОСТ 22762-77 Металлы и сплавы. Метод измерения твердости на пределе текучести вдавливанием шара

    ГОСТ Р 52005-2003 Контроль неразрушающий. Метод магнитной памяти металла.

    Общие требования

    ГОСТ Р 52330-2005 Контроль неразрушающий. Контроль напряженно-деформированного состояния объектов промышленности и транспорта. Общие требования

    ГОСТ Р 52727-2007 Техническая диагностика. Акустико-эмиссионная диагностика.

    Общие требования

    ГОСТ Р 52760-2007 Арматура трубопроводная. Требования к маркировке и отличительной окраске

    ГОСТ Р 52857.1-2007 Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность.

    Общие требования

    ГОСТ Р 52857.2-2007 Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность. Расчет цилиндрических и конических обечаек, выпуклых и плоских днищ и крышек

    ГОСТ Р 53006-2008 Оценка ресурса потенциально опасных объектов на основе экспресс-методов. Общие требования

    СТО Газпром 2-3.5-046-2006 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Порядок экспертизы технических условий на оборудование и материалы, аттестации технологий и оценки готовности организаций к выполнению работ по диагностике и ремонту объектов транспорта газа ОАО «Газпром»

    СТО Газпром 2-4.1-212-2008 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Общие технические требования к трубопроводной арматуре, поставляемой на объекты ОАО «Газпром»

    СТО Газпром 2-2.3-218-2008 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Инструкция по применению магнитопорошкового неразрушающего контроля сосудов, работающих под давлением

    СТО Газпром 2-2.3-219-2008 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Инструкция по применению феррозондового контроля элементов сосудов, работающих под давлением

    СТО Газпром 2-2.3-242-2008 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Методика диагностирования технического состояния быстросъемных затворов

    СТО Газпром 2-2.3-243-2008 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Инструкция по проведению измерений напряжений в металле трубопроводов при использовании приборов, основанных на магнитошумовом методе

    СТО Газпром 2-3.5-252-2008 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Методика продления срока безопасной эксплуатации магистральных газопроводов ОАО «Газпром»

    ОСТ 26-01-84-78 Швы сварных соединений стальных сосудов и аппаратов, работающих под давлением. Методика магнитопорошкового метода контроля

    ОСТ 26-5-99 Контроль неразрушающий. Цветной метод контроля сварных соединений наплавленного и основного металла

    ОСТ 26-07-2071-87 Арматура трубопроводная из сталей, стойких к сульфидному коррозионному растрескиванию. Общие технические условия

    ОСТ 26.260.14-2001 Сосуды и аппараты, работающие под давлением. Способы контроля герметичности

    ОСТ 36-75-83 Контроль неразрушающий. Сварные соединения трубопроводов. Ультразвуковой метод

    П р и м е ч а н и е – При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.


  3. Термины и определения

3.1 трубопроводная арматура (арматура): Техническое устройство, устанавливаемое на трубопроводах и емкостях, предназначенное для управления (перекрытия, регулирования, распределения, смешивания, фазоразделения) потоком рабочей среды (жидких, газообразных, газожидкостных, порошкообразных, суспензий и т.п.) путем изменения площади проходного сечения.

[ГОСТ Р 52720-2007, статья 2.1]

В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 12.2.063, ГОСТ 27.002, ГОСТ 20911, а также следующие термины с соответствующими определениями.


3.2 вид арматуры: Классификационная единица, характеризующая функциональное назначение арматуры.

[ГОСТ Р 52720-2007, статья 2.7]


3.3 тип арматуры: Классификационная единица, характеризующаяся направлением перемещения запирающего или регулирующего элемента относительно потока рабочей среды и определяющая основные конструктивные особенности арматуры.

[ГОСТ Р 52720-2007, статья 2.8]


3.4 запорная арматура: Арматура, предназначенная для перекрытия потока рабочей среды с определенной герметичностью.

[ГОСТ Р 52720-2007, статья 3.1]

image

    1. регулирующая арматура: Арматура, предназначенная для регулирования параметров рабочей среды посредством изменения расхода.

      [ГОСТ Р 52720-2007, статья 3.3]

    2. обратная арматура (Ндп. арматура обратного действия): Арматура, предназначенная для автоматического предотвращения обратного потока рабочей среды.

[ГОСТ Р 52720-2007, статья 3.5]

П р и м е ч а н и е – Применение терминов-синонимов, обозначенных «Ндп», не допускается, а обозначенных «Нрк» – не рекомендуется. Недопустимые и не рекомендуемые к применению термины-синонимы приведены в качестве справочных.


3.7 задвижка: Тип арматуры, у которой запирающий или регулирующий элемент перемещается перпендикулярно оси потока рабочей среды.

[ГОСТ Р 52720-2007, статья 4.1]


3.8 клапан (Ндп. вентиль): Тип арматуры, у которой запирающий или регулирующий элемент перемещается параллельно оси потока рабочей среды.

[ГОСТ Р 52720-2007, статья 4.2]


3.9 предохранительный клапан: Клапан, предназначенный для автоматической защиты

оборудования и трубопроводов от превышения давления свыше заранее установленной величины посредством сброса избытка рабочей среды и обеспечивающий прекращение сброса при давлении закрытия и восстановлении рабочего давления.

[ГОСТ Р 52720-2007, статья 5.33]


3.10 регулирующий клапан (Нрк. исполнительное устройство): Регулирующая арматура, конструктивно выполненная в виде клапана с исполнительным механизмом или ручным управлением.

[ГОСТ Р 52720-2007, статья 5.41]


3.11 кран: Тип арматуры, у которой запирающий или регулирующий элемент, имею-

щий форму тела вращения или его части, поворачивается вокруг собственной оси, произвольно расположенной по отношению к направлению потока рабочей среды.

П р и м е ч а н и е – Повороту запирающего или регулирующего элемента может предшествовать его возвратно-поступательное движение.

[ГОСТ Р 52720-2007, статья 4.3]

3.12 шаровой кран: Кран, запирающий или регулирующий элемент которого имеет сферическую форму.

[ГОСТ Р 52720-2007, статья 5.49]


3.13 конусный кран (Нрк. пробковый кран; конический кран): Кран, запирающий или регулирующий элемент которого имеет форму конуса.

[ГОСТ Р 52720-2007, статья 5.50]


3.14 затвор: Совокупность подвижных (золотник, диск, клин, шибер, плунжер и др.) и неподвижных (седло) элементов арматуры, образующих проходное сечение и соединение, препятствующее протеканию рабочей среды.

П р и м е ч а н и е – Перемещением подвижных элементов затвора достигается изменение проходного сечения и, соответственно, пропускной способности.


[ГОСТ Р 52720-2007, статья 7.3]


3.15 седло: Неподвижный или подвижный элемент затвора, установленный или сформированный в корпусе арматуры.

[ГОСТ Р 52720-2007, статья 7.4]


3.16 запирающий элемент (Нрк. захлопка; запирающий орган; запорный орган; замыкающий элемент; затвор): Подвижная часть затвора, связанная с приводом, позволяющая при взаимодействии с седлом осуществлять управление потоком рабочих сред путем изменения проходного сечения и обеспечивать определенную герметичность.

[ГОСТ Р 52720-2007, статья 7.5]


3.17 дисковый затвор (Нрк. заслонка; поворотный затвор; герметический клапан; гермоклапан): Тип арматуры, в котором запирающий или регулирующий элемент имеет форму диска, поворачивающегося вокруг оси, перпендикулярной или расположенной под углом к направлению потока рабочей среды.

[ГОСТ Р 52720-2007, статья 4.4]


3.18 обратный затвор (Нрк. захлопка): Дисковый затвор, предназначенный для предотвращения обратного потока рабочей среды.

[ГОСТ Р 52720-2007, статья 5.27]


3.19 ручной дублер: Устройство, предназначенное для ручного управления арматурой с приводом, в случаях когда последний не используется по каким-либо причинам.

[ГОСТ Р 52720-2007, статья 7.17]


3.20 утечка (Нрк. протечка): Проникновение вещества из герметизированного изделия через течи под действием перепада полного или парциального давления.

[ГОСТ Р 52720-2007, статья 6.44]


3.21 номинальное давление PN (Нрк. условное давление), кгс/см2: Наибольшее избыточное рабочее давление при температуре рабочей среды 293 К (20 С), при котором обеспечивается заданный срок службы (ресурс) корпусных деталей арматуры, имеющих определенные размеры, обоснованные расчетом на прочность при выбранных материалах и характеристиках прочности их при температуре 293 К (20 С).

[ГОСТ Р 52720-2007, статья 6.1]


3.22 номинальный диаметр DN (Нрк. диаметр условного прохода; условный проход; номинальный размер; условный диаметр; номинальный проход): Параметр, применяемый для трубопроводных систем в качестве характеристики присоединяемых частей арматуры.

П р и м е ч а н и е – Номинальный диаметр приблизительно равен внутреннему диаметру присоединяемого трубопровода, выраженному в миллиметрах и соответствующему ближайшему значению из ряда чисел, принятых в установленном порядке.


[ГОСТ Р 52720-2007, статья 6.2]


3.23 критичность отказа: Совокупность признаков, характеризующих последствия отказа.

П р и м е ч а н и е – Классификация отказов по критичности (например, по уровню прямых и косвенных потерь, связанных с наступлением отказа, или по трудоемкости восстановления после отказа) устанавливается нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документацией по согласованию с заказчиком на основании технико-экономических соображений и соображений безопасности.


[ГОСТ 27.002-89, статья 3.7]

    1. предельное состояние арматуры: Состояние арматуры, при котором ее дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна, либо восстановление ее работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно.

    2. срок службы арматуры: Календарная продолжительность эксплуатации арматуры от ее начала или возобновления после ремонта до наступления предельного состояния.

    3. ресурс арматуры: Суммарная наработка арматуры от начала эксплуатации или ее возобновления после ремонта до наступления предельного состояния.

    4. остаточный ресурс арматуры: Суммарная наработка арматуры от момента контроля ее технического состояния до перехода в предельное состояние.

    5. специализированная организация: Организация, допущенная в установленном порядке к выполнению подрядных работ на объектах магистральных газопроводов ОАО «Газпром».

    6. эксплуатирующая организация: Юридическое лицо, осуществляющее эксплуатацию объектов ОАО «Газпром».


  1. Общие положения


    1. Перечень основных предприятий, изготавливающих арматуру, установленную на объектах ОАО «Газпром», приведен в приложении А.

    2. Оценку остаточного ресурса перечисленной в 1.3 арматуры, отработавшей назначенный согласно СТО Газпром 2-4.1-212 (подраздел 7.3) срок службы (назначенный ресурс),

      выполняют в соответствии с РД 03-484-02 [1] и СТО Газпром 2-3.5-252 при осуществлении процедуры продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах, подконтрольных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору. Указанную процедуру проводят в рамках экспертизы промышленной безопасности согласно правилам ПБ 03-246-98 [2].

      Кроме того, оценку остаточного ресурса проводят в случаях, если:

      • эксплуатация осуществлялась с превышением расчетных параметров более чем на 10 % (температура, давление и внешние силовые нагрузки) или подвергалась аварийным воздействиям (пожар, затопление, сейсмическое воздействие и др.);

      • проводился ремонт или модернизация основных узлов, в том числе в части комплектующих элементов, сборочных единиц и деталей, отказы которых могут быть отнесены к критическим;

      • при проведении технического обслуживания выявлено неудовлетворительное состояние отдельных его деталей, сборочных единиц, комплектующих элементов, которое может привести к критическим отказам (негерметичность затвора, прогрессирующий коррозионный, эрозионный, кавитационный износ, трещинообразование и т.д.);

      • эксплуатирующей организацией установлена обоснованная необходимость проведения обследования и оценки остаточного ресурса арматуры.

        П р и м е ч а н и е – Перечень назначенных показателей арматуры, являющихся ее технико-эксплуатационными характеристиками, и порядок их установления приведены в СТО Газпром 2-4.1-212 (подраздел 6.3).


    3. Если при диагностировании арматуры обнаружены не подлежащие устранению в условиях эксплуатации утечки транспортируемого продукта в атмосферу через ее корпусные детали и(или) запорный орган или не подлежащие устранению в условиях эксплуатации дефекты корпусных деталей, затвора, уплотнений и других элементов, или ранее в процессе эксплуатации был проведен ремонт корпусных деталей (подварка свищей, трещин, фланцевых соединений и т.д.), то по решению специально назначаемой комиссии арматура подлежит демонтажу с составлением акта в установленном порядке.


  2. Требования к организациям, персоналу и используемому оборудованию

    1. Обследование, диагностику, анализ технического состояния и оценку остаточного ресурса арматуры проводит специализированная организация в рамках договорных работ с эксплуатирующей организацией. Отношения эксплуатирующей организации и специализи-

      рованной организации на период выполнения работ определяются настоящим стандартом и договорными обязательствами сторон.

    2. Специализированная организация, проводящая техническое диагностирование арматуры, должна пройти процедуру оценки готовности к выполнению работ по диагностике и ремонту объектов транспорта газа ОАО «Газпром» в соответствии с СТО Газпром 2-3.5-046 и должна быть включена в реестр организаций ОАО «Газпром», допущенных к выполнению диагностических работ.

    3. Работы по неразрушающему контролю арматуры для оценки остаточного ресурса проводятся только аттестованными лабораториями в соответствии с ПБ 03-372-00 [3].

    4. Оценку остаточного ресурса арматуры проводят в плановом порядке в рамках регламентных работ на магистральных газопроводах в соответствии с настоящим стандартом и разработанной специализированной организацией по согласованию с эксплуатирующей организацией программой работ по техническому диагностированию арматуры.

    5. Программа работ по техническому диагностированию, разрабатываемая в зависимости от вида, типоразмера арматуры и места ее установки на магистральном газопроводе, должна содержать:

      • основание для проведения работ;

      • цели и задачи;

      • данные об эксплуатирующей и специализированной организациях;

      • перечень объектов и место проведения работ;

      • сроки, период и условия проведения работ;

      • порядок, виды и методологию проведения работ.

    6. Эксплуатирующая организация определяет сроки проведения работ и в установленном для организации порядке предоставляет специализированной организации необходимую техническую документацию, касающуюся условий эксплуатации арматуры на конкретном участке газопровода, определенном условиями договора, готовит арматуру к обследованию в соответствии с картой контроля и оформляет наряд-допуск специалистов специализированной организации к выполнению работ.

    7. Для организации технического диагностирования арматуры приказом по специализированной организации назначается руководитель работ из числа инженерно-технических работников. Полномочия специалистов, выполняющих техническое диагностирование, определяются в порядке, установленном специализированной организацией.

    8. Специалисты, проводящие техническое диагностирование неразрушающими методами контроля арматуры, должны быть аттестованы по соответствующему методу контроля

      согласно ПБ 03-440-02 [4] не ниже второго уровня квалификации, обучены правилам производства работ на опасных производственных объектах и иметь право доступа к выполнению таких работ.

      Заключение по результатам работ должен давать специалист, аттестованный в качестве эксперта по промышленной безопасности.

    9. Руководитель работ обязан:

      • знать действующие требования промышленной безопасности, установленные федеральными законами и иными нормативно-правовыми актами Российской Федерации по общим вопросам промышленной безопасности;

      • разбираться в конструктивных особенностях различных видов, типов и производителей арматуры для определения механизмов возникновения и признаков появления отказов, повреждений и дефектов и правильного установления приоритетов использования методов и технических средств их выявляющих;

      • нести ответственность за достоверность, объективность и технический уровень проводимых работ.

    10. Для выполнения специализированной организацией работ по техническому диагностированию объектов транспорта газа ОАО «Газпром» в соответствии с СТО Газпром 2-3.5-046 необходимо выполнение следующих правил:

      • технические условия на диагностическое оборудование и материалы в установленном порядке должны пройти экспертизу, осуществляемую путем оценки их соответствия техническим требованиям ОАО «Газпром»;

      • новые технологии, применяемые специализированной организацией для выполнения работ по диагностике, должны быть аттестованы головной экспертной организацией;

      • готовность специализированной организации к выполнению работ по диагностике должна быть в установленном порядке оценена и утверждена головной экспертной организацией.


  3. Порядок выполнения работ


    1. Анализ технической документации

      1. Анализ технической документации проводится с целью установления номенклатуры, технических параметров, предельных состояний, выявления наиболее вероятных отказов и повреждений арматуры, а также ее деталей, сборочных единиц или комплектующих элементов, уровень дефектности которых может привести к критическому отказу и наступлению предельного состояния.

        П р и м е ч а н и е – Технические требования к арматуре, критерии предельных состояний и перечень возможных отказов приведены в СТО Газпром 2-4.1-212 (разделы 6 и 7).


      2. Анализу подлежит следующая техническая документация:

        • монтажные, эксплуатационные и ремонтные нормативные документы в соответствии с требованиями СТО Газпром 2-4.1-212;

        • информационные данные по ресурсным показателям аналогичной арматуры, эксплуатируемой в схожих условиях на других объектах, имеющиеся в распоряжении специализированной организации.

      3. Аналитическая обработка технической документации включает:

        а) проверку наличия и правильности оформления комплекта следующей заводской документации:

        1. паспорта изделия;

        2. технического описания;

        3. инструкции (руководства) по эксплуатации;

        б) проверку полноты данных в паспортах в соответствии с требованиями технических условий (ТУ) и других документов, регламентирующих требования к подлежащей обследованию арматуре;

        в) проверку наличия и правильности оформления комплекта документации по эксплуатации;

        г) изучение и анализ действующих в эксплуатирующей организации инструкций по эксплуатации, регламентирующих работу газопроводов, порядок проведения и учета технического обслуживания и всех видов ремонта арматуры, а также инструкций предприятия – изготовителя эксплуатируемой арматуры;

        д) изучение и анализ других эксплуатационных документов (например, актов обследований или журналов учета отказов арматуры);

        е) анализ документации по планово-предупредительным ремонтам;

        ж) проверку перечня запасных частей, принадлежностей, специального оборудования и расходных материалов для обслуживания арматуры, которые должна иметь в наличии эксплуатирующая организация.

      4. По результатам анализа технической документации составляют акт в произвольной форме, в состав которого входит:

        а) перечень проанализированной документации;

        б) рекомендации по устранению выявленных отклонений от общих правил ведения документации, в том числе:

        1. указания на возможные источники замены недостающих или неполных документов;

        2. указания по составлению недостающих или неполных документов;

        3. выводы о принятии комплекта документации как есть;

        4. указания о выполнении дополнительных испытаний, необходимых для составления недостающих документов;

        5. выводы о необходимости замены документации полностью.

      5. Акт готовится специализированной организацией и утверждается руководителем эксплуатирующей организации.

      6. Для объектов ОАО «Газпром», имеющих в своем составе арматуру, обязательным является наличие в комплекте заводской документации паспорта, технического описания и инструкции по эксплуатации. Факты отклонения от этих требований должны быть занесены в акт анализа технической документации.

        П р и м е ч а н и е – Акт анализа технической документации в виде приложения входит в состав заключения, оформляемого по результатам технического диагностирования в соответствии с разделом 8.


    2. Сбор имеющейся информации и инженерный анализ данных об эксплуатационных режимах за период эксплуатации, отказах, неисправностях, наработках и проведенных ремонтах

      1. При проведении сбора информации изучаются:

        • регламенты работы обследуемых участков газопроводов;

        • журналы учета ремонтов и технического обслуживания;

        • журналы учета количества наработанных часов и циклов закрывания-открывания арматуры;

        • банки данных и другая документация по отказам арматуры (при наличии);

        • ремонтные ведомости;

        • материалы технического расследования аварий;

        • данные опроса эксплуатационного и ремонтного персонала и т.п.

      2. Сведения по результатам сбора информации оформляются в виде составляемой в произвольной форме информационной карты, в которой указывается:

        • наименование арматуры (вид, тип), привод;

        • DN/PN;

        • предприятие-изготовитель;

        • место установки (номер по схеме технологического блока, назначение);

        • дата изготовления;

        • дата начала эксплуатации;

        • рабочая среда;

        • параметры рабочей среды (давление, температура);

        • наработка на момент обследования (в часах или циклах);

        • вид отказа (например, потеря герметичности по отношению к внешней среде);

        • причина отказа (например, разгерметизация соединений корпус-крышка);

        • критичность отказа (критический, некритический);

        • наработка до отказа (в часах или циклах);

        • сведения о ремонтах с указанием даты их проведения.

      3. Инженерный анализ данных об эксплуатационных режимах за период эксплуатации включает:

        • анализ конструкции участка газопровода, на котором установлена арматура, с учетом функций, выполняемых каждой ее единицей;

        • анализ возможности доступа к арматуре в процессе эксплуатации;

        • анализ степени критичности отказов изделия, исходя из возможных последствий отказов и признаков, характеризующих эти последствия;

        • уточнение классификации арматуры по признакам восстанавливаемости и ремонтопригодности;

        • анализ параметров эксплуатации изделия на соответствие проектно-конструкторской документации;

        • оценка возможности возникновения гидроударов и кавитационных явлений.

      4. В документации, отражающей данные результатов инженерного анализа, в приемлемой для проведения специального анализа форме фиксируется (при необходимости и при наличии):

        • данные о превышении нормативно-заданных параметров эксплуатации (давления, температуры, состава рабочей и(или) окружающей среды);

        • данные о нагрузках и воздействиях, не относящихся к эксплуатационным (природных, аварийных и других).

      5. Для арматуры с циклическим характером работы, к которой относятся запорная арматура (задвижки, клапаны, затворы, краны), а также защитная и предохранительная арматуры (клапаны предохранительные, затворы и клапаны обратные и пр.), наработка и ресурс измеряются в циклах и часах.

      6. Для арматуры, не имеющей циклического характера работы, к которой относится регулирующая арматура, наработка и ресурс измеряются в часах.

        П р и м е ч а н и е – Числовые значения наработки арматуры указываются на момент ее обследования. Числовые значения ресурса указываются на продлеваемый период. Срок службы арматуры приводится в годах.

      7. В связи с тем, что основным повреждающим фактором арматуры, эксплуатирующейся в условиях статического нагружения внутренним давлением транспортируемой среды, является общая коррозия и(или) эрозия, протекающие с постоянной скоростью, величину остаточного ресурса RT, измеряемую в годах (часах, циклах), вычисляют по формуле

image (1)

где sф – фактическое значение толщины стенки корпусной детали арматуры, определяемое в контрольных точках при диагностическом обследовании, мм;

sр – расчетная толщина стенки корпусной детали, мм, определяемая для рабочего давления в соответствии с ГОСТ Р 52857.2;

с – плюсовой допуск на толщину стенки, мм;

V – скорость равномерной коррозии (эрозии), мм/год, вычисляемая по формуле

image (2)

где s – указанная в исполнительной документации толщина стенки корпусной детали арматуры, мм;

ti – измеряемое в годах календарное время от начала эксплуатации арматуры до проведения обследования с порядковым номером i.

Остаточным ресурсом арматуры считают минимальное значение RT, вычисленное для

каждой из контрольных точек замера толщины обследуемых корпусных деталей арматуры в соответствии с типовыми схемами применения методов неразрушающего контроля арматуры (приложение Б).

При необходимости расположение и количество дополнительных контрольных точек замера толщины корпусных деталей может быть определено специалистами специализированной организации, проводящими ультразвуковой контроль (ультразвуковую толщинометрию) арматуры.

6.2.7 Пример оценки остаточного ресурса трубопроводной арматуры с проверкой прочности по допускаемому внутреннему давлению, определяемому в соответствии с ГОСТ Р 52857.2 (пп. 5.3.1.2), приведен в приложении В.


    1. Оценка технического состояния


      1. На основании анализа данных, содержащихся в информационной карте (см. 6.2.2), программа работ по техническому диагностированию уточняется в зависимости:

        • от DN/PN;

        • фактических условий и параметров эксплуатации, рабочей среды;

        • имевших место аварийных ситуаций;

        • величины наработок на момент обследования;

        • имевших место отказов и ремонтов;

        • наличия априорной информации о возможных изменениях свойств металла основных деталей за период эксплуатации;

        • полноты и достоверности имеющейся информации.

      2. Для арматуры с параметрами DN > 400, PN > 6,4 следует назначать объемы контрольных проверок, достаточные для обеспечения максимальной обоснованности определения физического состояния и остаточного ресурса.

      3. По результатам отдельных этапов выполнения работ по оценке технического состояния арматуры может быть принято решение о проведении дополнительных проверок и исследований.

      4. Работы по оценке технического состояния арматуры выполняют, как правило, без остановки транспортировки газа, а работы, связанные с необходимостью разборки, проводят в момент плановой остановки магистрального газопровода на капитальный ремонт. Эксплуатирующая организация должна обеспечить безопасность доступа к арматуре, ее разборки и обследования. При ограниченном доступе к арматуре магистрального газопровода допускается осуществлять обследование корпусных деталей однотипной арматуры в составе этого газопровода, работающей в одинаковых или сравнимых условиях.

      5. Обследование технического состояния находящейся в эксплуатации арматуры производится индивидуально для каждой единицы арматуры по программе работ (см. 5.5) и включает:

        • визуальный и измерительный контроль (ВИК);

        • проверку функционирования (с проверкой герметичности затворов для запорных кранов DN 50–1400);

        • контроль приводных устройств;

        • разборку и ревизию внутренних полостей с дефектацией отдельных сборочных единиц и деталей (для обратных дисковых затворов DN 300–1400);

        • замер толщин стенок патрубков и корпусных деталей;

        • контроль неразрушающими методами;

        • поверочный расчет.

      6. Проведение процедуры ВИК.

        1. При проведении ВИК согласно требованиям ПБ 03-576-03 [5] необходимо выявить и оценить видимые поверхностные дефекты, появившиеся или развившиеся в процессе эксплуатации на наружной поверхности корпусных или крепежных деталей. Процедуре ВИК подлежат все обследуемые изделия.

        2. При проведении ВИК для арматуры DN < 400, PN < 6,4, работающей при температуре Т < 350 С, допускается руководствоваться требованиями ПБ 03-576-03 [5]. Для других типов арматуры ВИК осуществляется в соответствии с РД 03-606-03 [6].

        3. При проведении ВИК необходимо обратить внимание:

          • на места, имеющие повреждения (дефекты);

          • следы пропусков рабочей среды на основном металле, сварных швах и в уплотнительных соединениях;

          • наличие трещин, отслоений, видимых нарушений геометрической формы, следов коррозии;

          • места возможного попадания на поверхность арматуры влаги вследствие повышенной вероятности образования там коррозионных повреждений.

        4. Объем демонтажа изоляции для проведения внешнего осмотра определяется специалистами, производящими обследование.

        5. При необходимости в процессе выполнения ВИК отдельные участки поверхности арматуры зачищаются с использованием инструментов, позволяющих сохранить неизменность дефекта (разрушения), для последующего его исследования.

      1. Проверка функционирования.

        1. Процедуре проверке функционирования подлежит каждая единица арматуры на обследуемом участке газопровода. Проверка функционирования включает:

          • проверку работоспособности (совершение цикла перестановки);

          • проверку герметичности по отношению к внешней среде;

          • проверку герметичности в затворе.

        2. Проверка функционирования арматуры проводится на действующем газопроводе и оборудовании с разрешения производственно-диспетчерской службы эксплуатирующей организации.

        3. Проверка работоспособности запорных кранов осуществляется проведением цикла перестановки затвора в открытое и закрытое положение следующими способами:

          • при наличии гидропневматического и пневматического приводов используется энергия транспортируемого газа (или сжатого воздуха) с применением местного и дистанционного управления (предусмотренного проектом), а также с применением ручного аварийного дублера;

          • наличии электрического привода используется электродвигатель с применением местного и дистанционного управления (предусмотренного проектом), а также с применением ручного аварийного дублера (штурвала);

          • наличии электрогидравлического привода используется гидравлический аккумулятор (ресивер), обеспечивающий минимально три последовательных цикла открывания и закрывания при отсутствии электроэнергии, а также с применением аварийного ручного дублера (гидравлического насоса);

          • наличии ручного привода используется штурвал или рукоятка.

        4. Время перестановки затвора запорных кранов с дистанционным (или местным) приводом и при помощи ручного дублера (или ручного редуктора) должно соответствовать нормам, установленным в СТО Газпром 2-4.1-212 (пп. 7.7.2.6 и 7.7.2.8).

6.3.7.5 Приводы и редукторы обеспечивают крутящий момент:

  • для кранов DN 50–400 – позволяющий производить полное открытие при дифференциальном давлении газа на шаровом затворе, равном PN;

  • для кранов DN 500–1400 – позволяющий производить полное открытие при дифференциальном давлении газа на шаровом затворе, равном 2 МПа;

  • для кранов DN 50–1400 – позволяющий производить открытие при наличии дифференциальных давлений газа, равных PN на обоих седлах одновременно.

[СТО 2-4.1-212-2008, пп. 7.7.2.5]

        1. Запорные краны считаются работоспособными, если при проведении цикла перестановки арматуры отсутствуют отказы и неисправности, то есть выполняются следующие требования:

          • время перестановки не отличается более чем на 10 % от норм времени, указанных в СТО Газпром 2-4.1-212 (пп. 7.7.2.6 и 7.7.2.8).

          • привод обеспечивает плавное перемещение затвора (без стуков, толчков и вибрации) до полного открытия (закрытия);

          • не происходит выбросов демпферной жидкости из расширительного бака, гидробаллонов и блоков управления арматурой;

          • не происходит заклинивания затвора в промежуточном положении;

          • не происходит самопроизвольной перестановки затвора;

          • обеспечивается плотность материалов деталей и сварных швов;

          • обеспечивается герметичность уплотнений и фланцевых соединений по отношению к внешней среде;

          • усилие, передаваемое на рукоятку (штурвал) ручного дублера, не превышает 150 Н (15 кгс) на всем цикле перестановки и 450 Н (45 кгс) в начальный момент открытия.

        2. Если при проведении цикла перестановки затвора запорных кранов не выполняются перечисленные в 6.3.7.6 требования, то необходимо проведение следующих корректирующих мероприятий:

          • проверка и опробование системы отбора и подачи управляющего газа через блоки управления (при отсоединенных импульсных трубках) с проверкой качества его осушки после фильтра-осушителя по наличию и состоянию адсорбента;

          • проверка работоспособности и герметичности блоков управления привода;

          • проверка посадки в сопряжениях, зазоров и смещений в подвижных элементах (привод, шпиндель, затвор) и натяга в неподвижных соединениях;

          • проверка жесткости соединений, взаимного положения и затяжки резьбовых креплений в зубчатых и червячных редукторах, поворотных кривошипно-шатунных, реечных и кулисных механизмах привода;

          • проверка состояния нагнетательного клапана ручного дублера;

          • проверка работоспособности и регулировка дросселей-регуляторов расхода демпферной технической жидкости для перестановки затвора;

          • проверка работоспособности реверсивных, перепускных и обратных клапанов систем управления приводом;

          • проверка установленного уровня демпферной технической жидкости (при доливке запрещается смешивание различных марок) и ее качества по содержанию воды, механических примесей и продуктов износа;

            П р и м е ч а н и е – Демпферная техническая жидкость, срок эксплуатации которой превыша-

            ет указанный в паспорте арматуры срок службы, подлежит полной замене.

          • проверка герметичности уплотнений поршней гидроцилиндров и наличия воздушных пробок в гидросистеме.

        3. Допустимые значения протечек газа по затвору запорных кранов, отработавших не менее 30 лет, не должны превышать нормы герметичности по классу D1 в соответствии с ГОСТ 9544. Проверка герметичности осуществляется в закрытом положении крана с перепадом давления на затворе не менее 0,1 МПа (1 кгс/см2) следующими методами:

          • по выходу газа из дренажной линии;

          • по выходу газа из свечи;

          • регистрацией акустического сигнала утечки на корпусе;

          • другими методами (трассерной метки, теплового баланса, опрессовки и т.п.) по выбору проводящих обследование специалистов.

        4. Если при проверке герметичности затвора запорных кранов не выполняются требования 6.3.7.8, то необходимость проведения мероприятий по устранению протечек и

          возможность дальнейшей эксплуатации запорной арматуры в зависимости от величины утечки по затвору (при возможности оценки количественного показателя) определяется руководителем работ (ведущим экспертом) в соответствии с приложением Г.

        5. Для устранения утечек по затвору необходимо провести следующие мероприятия:

          • отрегулировать конечные положения затвора, определяемые по резкому возрастанию усилия на рукоятке (штурвале) ручного дублера при окончании открывания или закрывания (настройка проводится регулировкой механического упора при закрытом положении по уровню акустического сигнала, регистрируемого детектором течи на корпусе арматуры, или по изменению выхода газа из дренажа);

          • восстановить работоспособность и промыть системы уплотнения затвора (в том числе фитингов, клапанов и трубок) от загустевших отложений путем подачи очистительных составов автоматическими набивочными устройствами и проведения для эффективности очистки частичного маневрирования затвором;

          • сбросить скопившуюся влагу и конденсат через дренажную линию из внутренней полости корпуса арматуры (рекомендуемое время сброса давления газа от 5 до 60 мин в зависимости от диаметра арматуры);

          • восстановить герметичность затвора путем подачи герметизирующих паст автоматическими набивочными устройствами в систему уплотнения седел с проведением частичного (от 3 % до 5 %) маневрирования затвором.

        6. Если в процессе герметизации норма расхода герметика превышена в два раза и более или показания акустических детекторов течи не регистрируют снижение уровня сигнала от утечки, необходимо прекратить работы по устранению утечек для принятия решения о ремонте или отбраковке обследуемой арматуры.

        7. Проверка герметичности уплотнений верхней цапфы (уплотнений шпинделя крана) осуществляется по выходу газа из корпуса арматуры в колонну-удлинитель или в корпус привода. При наличии утечки производится подача герметизирующей пасты в зону уплотнения шпинделя. Если герметизации достичь не удалось, необходимо проведение работ по замене уплотнений шпинделя.

      1. Диагностирование технического состояния быстросъемных затворов проводится по методике, установленной СТО Газпром 2-2.3-242.

      2. Контроль приводных устройств для регулирующих кранов и клапанов арматуры с номинальными диаметрами DN 300–1400.

        1. Объем контроля приводных устройств кранов-регуляторов определяется программой работ по техническому диагностированию (см. 5.5) в зависимости от типа имеющегося привода.

      3. Разборка и ревизия внутренних полостей арматуры с дефектацией отдельных сборочных единиц и деталей (для обратных дисковых затворов арматуры с номинальными диаметрами DN 300–1400).

        1. Количество единиц арматуры, подлежащих разборке и ревизии внутренних полостей, определяется с учетом результатов визуального контроля, проверки функционирования и данных информационной карты.

        2. Для групп однотипной арматуры, эксплуатирующейся в одинаковых рабочих условиях, допускается при положительных результатах ВИК производить выборочную разборку и ревизию изделий с осмотром внутренних полостей корпусных деталей и уплотнительных поверхностей затвора на одном-двух изделиях из группы и в зависимости от полученных результатов принимать решение о необходимости разборки оставшихся изделий.

        3. При разборке обратной арматуры с целью выявления дефектов осматриваются ее внутренние полости, отдельные и сборочные детали, по которым в процессе эксплуатации были зафиксированы неисправности (или проведены ремонты). Осмотр подвижных сопрягаемых деталей является обязательным и проводится в соответствии с руководством по эксплуатации обратной арматуры.

        4. Обязательному осмотру подлежат внутренние поверхности корпусных элементов, детали, сборочные единицы и места, где вероятнее всего происходит максимальный износ металла и возможны механические повреждения или усталостные явления, а именно:

          • застойные зоны;

          • места скопления влаги и коррозионных продуктов;

          • места изменения направления потоков;

          • сварные швы и околошовные зоны (наличие подрезов, непроваров, свищей);

          • зоны входных и выходных патрубков;

          • резьба втулок, штоков и маховиков (износ витков, сколы резьбы);

          • хвостовики штоков и проушины дисков;

          • уплотнительные поверхности узла затвора (наличие раковин, трещин, следов эрозии, коррозии, кавитационного износа);

          • крепежные и соединительные детали арматуры (шпильки, болты, гайки);

          • прокладки и поверхности уплотнения в местах сочленения сборочных единиц арма-

          туры;


          • внутренние поверхности корпусных деталей, подверженные кавитации, коррозии

            или эрозии;

            • места возможной концентрации механических напряжений.

        5. Необходимо проверить размеры изнашиваемых деталей и зазоры между подвижными сопрягаемыми деталями, а также детали, по которым были зафиксированы неисправности.

        6. Измерению подлежат толщины стенок патрубков, корпусов, размеры резьбы. Такие замеры должны производиться в местах, где возможно утонение вследствие коррозионного, эрозионного или кавитационного разрушения. При невозможности произвести замер механическим измерительным инструментом измерение толщин выполняется с помощью ультразвукового контроля в соответствии с ПБ 03-576-03 [5].

      1. Контроль неразрушающими методами.

        1. В соответствии с требованиями программы работ (см. 5.5) по диагностированию арматуры, а также, если это необходимо по результатам ВИК и ревизии внутренних полостей, проводится дефектоскопия с применением методов неразрушающего контроля.

        2. Дефектоскопия с применением методов неразрушающего контроля, как правило, проводится для следующих элементов арматуры, длительно эксплуатирующейся при максимальных нормативных рабочих параметрах или в неблагоприятных условиях окружающей среды:

            • в местах резкого изменения толщин (сочленений патрубка и корпуса);

            • подфланцевых зонах;

            • зонах изменения радиуса кривизны деталей;

            • местах пересечения или стыковки сварных швов;

            • зонах концентрации механических напряжений;

            • других местах с резким изменением геометрии деталей.

        3. Выбор методов неразрушающего контроля, определение объема работ по дефектоскопии осуществляется специалистами, имеющими квалификационное свидетельство аттестации по видам неразрушающего контроля с учетом результатов обследования технического состояния арматуры.

        4. Рекомендуемые методы неразрушающего контроля основных деталей арматуры и нормы отбраковки при их использовании приведены в приложении Д.

        5. При обследовании сварных швов и наплавок должна контролироваться и зона термического влияния (околошовная зона). Перед проведением контроля поверхность контролируемых изделий в зоне контроля должна быть очищена от грязи, изоляции, краски и обезжирена органическим растворителем. При необходимости может быть произведена зачистка этой поверхности.

        6. В целях настоящего стандарта для оценки дефектов используются результаты неразрушающего контроля:

            • феррозондовым методом – по ГОСТ 21104 и СТО Газпром 2-2.3-219;

            • ультразвуковым методом – по ГОСТ 14782;

            • магнитопорошковым методом – по ГОСТ 21105, СТО Газпром 2-2.3-218 и РД 13-05-2006 [7];

            • методом магнитной памяти металла – по ГОСТ Р 52005 и РД 51-1-98 [8].

        7. При наличии аттестованных в установленном порядке стационарных или переносных измерительных средств, соответствующих методик контроля и аттестованных специалистов для оценки состояния металла корпусных деталей арматуры при необходимости допускается применять следующие методы неразрушающего контроля:

            • радиографический метод – по ГОСТ 7512;

            • капиллярный метод – по ГОСТ 18442 и РД 13-06-2006 [9];

            • магнитошумовой метод – по СТО Газпром 2-2.3-243;

            • установленные стандартами и другими нормативными документами новые или модифицированные методы неразрушающего контроля, разработанные после введения в действие настоящего стандарта.

        8. Указанные в 6.3.11.7 методы неразрушающего контроля целесообразно применять для повышения достоверности оценок дефектности как альтернативные и(или) дополнительные.

        9. При проведении неразрушающего контроля по решению проводящих обследование специалистов специализированной организации допускается использовать отраслевые стандарты ОСТ 26-01-84, ОСТ 26-5, ОСТ 26.260.14 и ОСТ 36-75, а также стандарты организаций СТО 00220256-005 [10] и СТО 00220368-010 [11], если их требования не ниже требований нормативных документов, указанных в 6.3.11.6 и 6.3.11.7.

        10. Для сварных соединений, недоступных ультразвуковому и радиографическому контролю, допускается использовать РД 26-11-01-85 [12], а для контроля качества и оценки дефектности арматуры из сталей, стойких к сульфидному коррозионному растрескиванию – ОСТ 26-07-2071.

        11. При оценке ресурса арматуры на основе экспресс-методов технической диагностики по ГОСТ Р 53006 кроме метода магнитной памяти металла на основании соответствующих нормативных документов могут быть использованы акустико-эмиссионная диагностика по ГОСТ Р 52727 и другие пассивные физические методы неразрушающего контроля.

        12. Для косвенной оценки характеристик прочности материала арматуры целесообразно проводить измерение твердости основного металла, наплавки, сварных швов. Измерения твердости проводятся в соответствии с ГОСТ 9012, ГОСТ 18661, ГОСТ 22761 и ГОСТ 22762. Расположение мест измерения твердости и их количество устанавливаются специалистами, проводящими обследование. Для каждого из установленных мест должно быть сделано не менее трех измерений. Результатом является среднеарифметическое значение этих измерений, используемое для определения предела прочности (временного сопротивления) и предела текучести материала в месте испытания по ГОСТ 22761 и ГОСТ 22762 соответственно.

        13. Для оценки состояния металла корпусных деталей арматуры допускается применение неразрушающих методов, не оговоренных в настоящем разделе, при наличии аттестованных в установленном порядке стационарных или переносных измерительных средств и соответствующих методик контроля.

        14. В протоколах неразрушающего контроля арматуры в соответствии с приведенными в приложении Е формами фиксируются:

    • результаты ВИК;

    • данные проверки работоспособности, разборки и ревизии арматуры, осмотра ее внутренних полостей;

    • результаты определения дефектности отдельных сборочных единиц и деталей и контроля толщины стенок со схемами точек измерения толщины;

    • результаты контроля неразрушающими методами, в которых отражаются все обнаруженные дефекты с их подробным описанием, приведением схем расположения, геометрических размеров;

    • результаты измерения твердости, основного металла, наплавки и сварных швов.

          1. Поверочный расчет.

            1. Обязательному перерасчету на прочность (поверочному расчету) подлежат детали изделия в случаях, если:

    • число циклов нагружения (циклических изменений параметров рабочей среды и других воздействий), предусмотренное в конструкторской документации на арматуру, может быть превышено в течение продлеваемого периода;

    • продолжительность эксплуатации при предусмотренных в конструкторской документации температурах, для которых должны учитываться характеристики длительной прочности и пластичности материала, может быть превышена в течение продлеваемого периода;

    • выявлено утонение стенок;

    • максимальные эквивалентные значения напряжений на патрубках и корпусе арматуры превышают окружные более чем на 20 %;

    • обнаруженные дефекты имеют размеры, превышающие установленные нормативными документами пределы;

    • выявлено изменение механических характеристик металла;

    • выявлено отличие режимов эксплуатации от режимов, предусмотренных в нормативных расчетах на прочность;

    • изменились требования нормативных документов.

            1. Расчеты проводятся согласно действующей нормативной технической документации, регламентирующей их выполнение. В результате расчета должно быть подтверждено соблюдение условий прочности на продлеваемый период с коэффициентами запаса не ниже, чем определяемые по ГОСТ Р 52857.1.

            2. Характеристики стойкости материала арматуры к образованию и развитию трещин (вязкость разрушения) должны соответствовать значениям, определяемым по ГОСТ 25.506.

            3. При необходимости для выполнения нормативных расчетов на прочность с применением специализированных компьютерных программ, проведения испытаний на трещиностойкость в соответствии с ГОСТ 25.506, экспериментального определения фактических механических напряжений и деформаций в зонах их концентрации по ГОСТ Р 52330 специализированная организация по согласованию с эксплуатирующей организацией может привлекать сторонние организации, занимающиеся выполнением такого рода работ.


      1. Продление срока безопасной эксплуатации и оформление результатов


        1. Продление срока безопасной эксплуатации арматуры на срок до 7 лет осуществляется при выполнении следующих условий:

    • результаты технического диагностирования подтверждают функциональность и надежность деталей, сборочных единиц, комплектующих элементов и арматуры в целом при расчетных параметрах нагружения (давлении и температуре);

    • отсутствуют недопустимые дефекты (в соответствии с приложением Д) и иные отклонения от требований нормативных документов (НД) и технического паспорта, которые могут повлиять на работоспособное состояние;

    • конструктивное исполнение отвечает требованиям НД;

    • состояние металла удовлетворяет требованиям НД;

    • герметичность, прочность и плотность соединений и элементов арматуры не ниже показателей, регламентируемых НД;

    • в предшествующем обследованию периоде эксплуатации отсутствуют отклонения от эксплуатационных параметров, установленных в проектно-конструкторской документации;

    • отсутствуют отклонения от заложенной в проектном расчете скорости коррозии корпусных деталей;

    • своевременно проведены профилактические мероприятия по техническому обслуживанию.

        1. Результаты технического диагностирования и экспертизы промышленной безопасности оформляются в виде заключения экспертизы промышленной безопасности конкретной арматуры или группы однотипной арматуры.

        2. Заключение экспертизы промышленной безопасности должно содержать: а) основные сведения об объекте диагностирования:

          1. наименование эксплуатирующей организации;

          2. указание типа арматуры;

          3. регистрационный номер арматуры;

          4. заводской номер арматуры;

          5. сведения о предприятии-изготовителе или организации-поставщике;

          6. год изготовления и год ввода в эксплуатацию;

          7. марка материалов, из которых изготовлены элементы арматуры;

          8. состав рабочей среды;

          9. значение рабочего давления;

          10. величина минимальной и максимальной температуры рабочей среды;

          11. значение расчетного давления и климатическое исполнение;

      б) сведения о выполненном контроле, натурных исследованиях и основные результаты:

      1. ВИК;

      2. ультразвуковой толщинометрии;

      3. дефектоскопии методами неразрушающего контроля;

      4. лабораторных исследований (при наличии);

      5. измерений твердости материала изделий;

      6. результаты оценки напряженно-деформированного состояния с указанием выявленных зон концентрации механических напряжений;

      7. сведения об испытаниях на прочность и трещиностойкость (при наличии) с основными выводами и заключениями проводивших их специалистов;

      8. сведения об испытаниях на герметичность затвора и по отношению к внешней среде.

      7.4. В завершающей части заключения указываются:

    • продолжительность дальнейшей эксплуатации (в годах) от момента проведения диагностирования (год и месяц, до которого устанавливается допустимый срок эксплуатации при соблюдении требований правил безопасности);

    • объем, методы и периодичность дополнительного контроля (при необходимости);

    • другие меры обеспечения безопасности (если это продиктовано условиями дальнейшей эксплуатации арматуры).

        1. Приложения к заключению экспертизы промышленной безопасности должны содержать:

    • акт анализа технической документации;

    • заключение по оценке работоспособности арматуры;

    • протоколы по видам неразрушающего контроля с картами контроля;

    • отчеты по расчетам на прочность и оценке остаточного ресурса корпусных деталей.

    1. Заключение должно отвечать требованиям ПБ 03-246-98 [2], заверено подписями специалистов-экспертов специализированной организации и утверждено руководителем этой организации.

    2. Заключение по результатам технического диагностирования с продлением срока безопасной эксплуатации является неотъемлемой частью эксплуатационной документации на арматуру.

    3. Один экземпляр заключения эксплуатирующая организация в месячный срок передает в территориальные надзорные органы для рассмотрения и утверждения в установленном порядке.

    4. Форма заключения приведена в приложении Ж.


  1. Требования безопасности


    1. Персонал, занимающийся выполнением работ по обследованию технического состояния арматуры, должен руководствоваться требованиями ГОСТ 12.2.063, ПБ 03-576-03 [5], ПБ 08-624-03 [13] и Правилами [14].

    2. К проведению неразрушающего контроля допускаются специалисты специализированной организации, прошедшие специальную теоретическую подготовку, практическое обучение и аттестацию в соответствии с ПБ 03-440-02 [4].

    3. К выполнению работ по обследованию технического состояния арматуры допускаются специалисты специализированной организации, прошедшие инструктаж по охране труда, электробезопасности и противопожарной безопасности. Запись о проведении инструктажа должна быть зафиксирована в специальном журнале.

    4. Производственные участки и рабочие места, на которых осуществляется контроль арматуры неразрушающими методами, должны удовлетворять требованиям общих правил техники безопасности и производственной санитарии для предприятий и организаций машиностроения.

    5. Санитарно-гигиенические условия труда на рабочих местах, где проводится контроль арматуры, должны соответствовать требованиям СП 2.2.1.1312-03 [15].

    6. На рабочих местах, где проводится контроль, должны быть обеспечены условия электробезопасности в соответствии с требованиями ПОТ РМ-016-2001 – РД 153-34.0-03.150-00 [16].

    7. В случае выполнения контроля арматуры на высоте, в стесненных условиях, специалисты специализированной организации должны пройти дополнительный инструктаж по технике безопасности согласно нормам, регламентирующим проведение подобного рода работ.

    8. Специалисты специализированной организации, участвующие в выполнении контроля, должны знать и выполнять общие правила техники безопасности, установленные для работников предприятия, на котором проводят обследование и контроль арматуры.



СТО Газпром 2-4.1-406-2009

28

Приложение А

(справочное)


Номенклатура основных изготовителей трубопроводной арматуры для ОАО «Газпром»


Таблица А.1



Изготовители

Вид арматуры

запорная

(кран, задвижка, вентиль)

регулирующая (регулирующий клапан, кран-регулятор)

обратная (обратный затвор)

Предохранительная (клапан предохранительный)

Отечественные

DN

PN, МПа

DN

PN, МПа

DN

PN, МПа

DN

PN, МПа

ОАО «Тяжпромарматура»

50–1400

6,4–16,0

100–700

8,0

50–1000

8,0–10,0

50–200

1,6

ОАО «Благовещенский арматурный завод»

50–200

6,4–8,0

50–200

16,0

25–200

1,6–6,4

ОАО «Волгограднефтемаш»

50–1400

6,4–8,0

400–1000

8,0

АО «Воткинский завод»

50–150

8,0

ФГУП «Воронежский МЗ»

50–300

8,0

150

8,0

ОАО «Дзержинскхиммаш»

300

8,0

ЗАО «Гирас»

50

8,0

ОАО «ИКАР»

50–300

6,0–16,0

ОАО «Кемеровхиммаш»

300

8,0

ОАО «АК Корвет»

50–300

8,0–16,0

ГП «Красмашзавод»

50–200

6,4

ЗАО «Муромский завод трубопроводной арматуры»

50–150

1,6–8,0

ОАО «Пензтяжпромарматура»

50–1000

8,0 –10,0

400–700

8,0

50–100

1,6–8,0

ЗАО «Петрозаводскбуммаш»

500–1200

8,0

ОАО «Георгиевский арматурный завод»

50–200

6,4

ООО «Самараволгомаш»

50–500

8,0–10,0

700

8,0

ОАО «Красный котельщик»

50

6,4–16,0

50–80

6,4–10,0

ООО «ЭкоГазЭнерго»

50–150

6,4–8,0

200–400

8,0

ОАО «Уралхиммаш»

50–1400

8,0

400–1000

8,0


СТО Газпром 2-4.1-406-2009

29

Продолжение таблицы А.1



Изготовители

Вид арматуры

запорная

(кран, задвижка, вентиль)

регулирующая (регулирующий клапан, кран-регулятор)

обратная (обратный затвор)

Предохранительная (клапан предохранительный)

Зарубежные

DN

PN, МПа

DN

PN, МПа

DN

PN, МПа

DN

PN, МПа

JSW, Япония

50–1400

6,4–7,5

400

8,0

DKG East, Венгрия

50–1400

6,4–16,0

EPT, Венгрия

50–200

6,4

Борзиг, Германия

50–1400

8,0

700–1200

6,3; 8,0

JSW Ledeen, Япония

80–1400

7,5–16,0

RMA, Германия

80–1000

10,0–12,5

Row-R-Seal, Япония

50–200

7,5–16,0

WKM Dynasel, США

50–350

6,4–16,0

Serseg, Италия

50

6,4; 8,0

Грове, Италия

50–1400

6,4; 7,5

200–1000

8,0; 10,0

300–1000

8,0–16,0

80; 300

8,0–16,0

Бакинский машиностроительный завод, Азербайджан

50

8,0–16,0

Ваги, Италия

150–1400

6,4–10,0

ОАО «Дружковский завод газовой аппаратуры», Украина

80–400

6,4–8,0

Итабаси, Япония

50–700

6,4–10,0

Киевпромарматура, Украина

50

7,5

Китц, Япония

50–200

6,4–16,0

Клаус Юнион, Германия

150–500

6,4–16,0

Камерон, Франция

50–1400

6,4–7,5

Китамура, Япония

50–1400

6,4–7,5

Кобе Стил, Япония

50–1400

6,4; 7,5

400–1000

8,0


СТО Газпром 2-4.1-406-2009

30

Окончание таблицы А.1




Изготовители

Вид арматуры

запорная

(кран, задвижка, вентиль)

регулирующая (регулирующий клапан, кран-регулятор)

обратная (обратный затвор)

Предохранительная (клапан предохранительный)

Завод химического машиностроения

«Красный Октябрь», Украина

15–100

2,5–16,0

МСА, Чехия

150–1000

6,4–8,0

50

8,0

Мальбранк, Франция

50–500

6,4–16,0

400–1000

6,3–16,0

100

16,0

Моквелд, Голландия

100–700

8,0; 10,0

100 –1000

8,0; 10,0

Никко-Грове, Япония

50–1400

7,5

50–300

8,0

Нуово-Пиньоне, Италия

50–1400

8,0

50–100

8,0

200–1400

8,0

Петровалвес, Италия

100–1400

8,0

150–1400

8,0; 10,0

Сарагоса, Испания

150,300

10,0

Саймата Сайкио, Япония

50–400

6,4–16,0

300–500

8,0; 16,0

Синва Индастри, Япония

50

8,0–16,0

400

8,0

Сигма Дольни Бенешов, Чехия

300–1400

6,4–8,0

Со Дю Тарн, Франция

50–1400

6,4–7,5

700

8,0

Сумское машиностроительное научно-производственное

объединение им. М.В. Фрунзе, Украина


50–1000


8,0


50–1000


8,0

Таллиннский машиностроительный завод, Эстония

50

10,0

Усть-Каменогорский арматурный завод, Казахстан

50–300

8,0

400–1000

8,0–16,0

Хюбнер Вамаг, Австрия

50–1200

6,4–7,5

Черрезе, Италия

50–700

6,4–16,0

ЧКД Бланско, Чехия

100–1400

6,4–7,5

300–700

8,0

Шаффер, Германия

150–1000

7,5–10,0

П р и м е ч а н и е – Таблица составлена по данным форм корпоративной статистической отчетности, предоставленным обществами ОАО «Газпром» по состоянию на 01 января 2008 г.


Приложение Б

(рекомендуемое)


Типовые схемы контроля


image

Методы неразрушающего контроля корпуса запорного шарового крана:


1. ВИК – 1–15.

  1. Феррозондовый контроль – 1–6.

  2. Магнитопорошковый контроль – 1–6.

  3. Ультразвуковой контроль – 1–9.

  4. Твердометрия – 1–15.

  5. Ультразвуковая толщинометрия – 10–15.

  6. Течеискание – 1–6.

  7. Определение неоднородности напряженно-деформированного состояния

    СТО Газпром 2-4.1-406-2009

    и выявление зон концентрации напряжений – 1–9.



    31

    Рисунок Б.1 – Схема применения методов неразрушающего контроля корпуса запорного шарового крана


    image

    32

    Методы неразрушающего контроля корпуса регулирующего клапана:


    1. ВИК – 1–4.

    1. Феррозондовый контроль – 5, 6, 9, 10.

    2. Магнитопорошковый контроль – 5, 6, 9, 10.

    3. Ультразвуковой контроль – 3–12.

    4. Твердометрия – 3–12.

    5. Ультразвуковая толщинометрия – 3, 4, 11, 12. 7. Течеискание – 1, 2, 7, 8, 13, 14.

8. Определение неоднородности напряженно-деформированного состояния и

выявление зон концентрации напряжений – 1–9.


СТО Газпром 2-4.1-406-2009

Рисунок Б.2 – Схема применения методов неразрушающего контроля корпуса регулирующего клапана


image

Методы неразрушающего контроля корпуса обратного дискового затвора:


1. ВИК – 1–18.

  1. Феррозондовый контроль – 3–6.

  2. Магнитопорошковый контроль – 3–6.

  3. Ультразвуковой контроль – 1, 3, 4.

  4. Твердометрия – 1–6.

  5. Ультразвуковая толщинометрия – 9–14.

  6. Течеискание – 1, 2, 3, 8.

  7. Определение неоднородности напряженно-деформированного состояния и выявление

зон концентрации напряжений – 1–6.


СТО Газпром 2-4.1-406-2009

33

Рисунок Б.3 – Схема применения методов неразрушающего контроля корпуса обратного дискового затвора

Приложение В

(рекомендуемое)


Модельный пример оценки остаточного ресурса трубопроводной арматуры


В.1 Имеются следующие исходные данные для оценки остаточного ресурса арматуры, эксплуатирующейся в условиях статического нагружения внутренним давлением транспортируемой среды с основным повреждающим фактором – общей коррозией (эрозией), протекающей с постоянной скоростью:

  • тип арматуры …………………………………. обратный дисковый затвор;

    материал ..……………………………..……...... сталь ASTM A352-LCB;

  • изготовитель .………………………………….. Петровалвес (Италия);

    рабочее давление ………….……..……........…...... рраб = 8 МПа;

  • толщина стенки (исполнительная) ……………. s = 52,0 мм;

  • плюсовой допуск на толщину стенки ……….... с = 1,0 мм;

    номинальный диаметр …...................………….. Dн = DN = 700 мм;

  • допускаемое напряжение (см. приложение И) .... доп = 183 МПа;

  • коэффициент прочности сварных швов.............. = 1;

  • наработка до первого обследования ...........….... t1 = 20 лет.

В.2 Минимально допустимую расчетную толщину стенки sp корпуса затвора при заданном рабочем давлении рраб определяют в соответствии с ГОСТ 52857.2 (пп. 5.3.1.1) по формуле


image

В.3 Используя вычисленное в В.2 значение sp и заданное значение плюсового допуска с проверяют выполнение условия прочности по ГОСТ 52857.2 (пп. 5.3.1.1) для полученного с помощью ультразвуковой толщинометрии фактического значения толщины стенки корпуса затвора sф = 47,2 мм.

sр + с = 15,6 + 1,0 = 16,6 мм < sф = 47,2 мм.

В.4 При выполнении приведенного в В.3 неравенства в соответствии с ГОСТ 52857.2

(пп. 5.3.1.2) определяют допускаемое внутреннее давление рдоп для фактического значения sф

толщины стенки корпуса затвора по формуле



image

В.5 Учитывая, что значение рабочего давления рраб = 8 МПа меньше вычисленного в В.4 давления рдоп = 23,1 МПа, условие прочности по допускаемому давлению считают выполненным и проводят расчет фактического напряжения ф для стенки корпуса затвора по формуле


image

В.6 Поскольку условие, необходимое для безопасной эксплуатации арматуры выполнено (фактическое напряжение ф = 63,3 МПа меньше величины допускаемого напряжения

  • доп = 183 МПа), то в соответствии с 6.2.7 проводят расчет:

    • скорости равномерной коррозии (эрозии) V за период эксплуатации 20 лет по формуле (2)

      image

    • остаточного ресурса корпуса затвора по формуле (1)


image

Вывод: Расчетное значение остаточного ресурса корпуса рассмотренного обратного дискового затвора при измеренной фактической толщине стенки корпуса sф = 47,2 мм, рассчитанной скорости равномерной коррозии (эрозии) V = 0,25 мм/год и рабочем давлении рраб = 8 МПа составляет 127,5 лет.

Приложение Г

(рекомендуемое)


Рекомендуемые показатели оценки герметичности затворов запорных кранов


Таблица Г.1



Вид предпринимаемых действий


Показатели оценки герметичности по затвору при ΔР = 6,3 МПа для запорных кранов DN 50–1400 (величина протечки, см3/мин)

Не более, чем допустимая по

ГОСТ 9544 для класса герметичности затворов D1


< 150 · (DN)


< 1500 · (DN)


> 1500 · (DN)

Необходимость проведения мероприятий согласно 6.3.7.9


Не проводятся


Проводятся


Проводятся


Не проводятся

Возможность продления срока эксплуатации


Да


Да, с обеспечением мер безопасности


Определяется по результатам работ


Нет

П р и м е ч а н и я

  1. Для запорных кранов DN 300–1400 с показателями утечки менее 150 · (DN) см3/мин продление срока эксплуатации возможно в зависимости от места установки крана и только с обеспечением соответствующих мер безопасности, таких как проведение подачи герметизирующих паст в систему уплотнения седел после каждой перестановки крана в закрытое положение и периодического контроля герметичности.

  2. Если при контроле герметичности в процессе эксплуатации установлено, что происходит прогрессирование утечки, необходимо провести замену дефектного крана в плановом порядке.

Приложение Д

(рекомендуемое)


Рекомендуемые методы неразрушающего контроля и нормы отбраковки


Таблица Д.1


Узел

Зона контроля

Метод контроля

Недопустимые дефекты


Корпус


Наружные стенки корпуса, в местах радиусных переходов к патрубкам

и патрубки


ВИК, феррозондовый контроль, магнитопорошковый контроль, ультразвуковой контроль, метод магнитной памяти металла, твердометрия

Поверхностные трещины. Наплавки, выполненные в процессе монтажа или эксплуатации.

Раковины одиночные в плане более 5 мм и глубиной более 15 % толщины стенки и 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.

Риски (царапины, задиры) глубиной более 5 % толщины стенки.

Зоны концентрации механических напряжений в случае, если градиент собственного магнитного поля рассеяния в три раза превышает величину среднего градиента во всех зонах концентрации напряжений.

Подповерхностные трещины и свищи.

Коррозионные повреждения, выводящие толщину стенки за минусовой допуск.

Несоответствие измеренной твердости в зонах концентрации механических напряжений допустимым пределам твердости металла данной марки стали


Патрубки

Ультразвуковая толщинометрия, метод магнитной памяти металла, твердометрия


Утонение стенок до отбраковочной толщины, указанной в чертежах или определяемой расчетом на прочность.

Несоответствие измеренной твердости допустимым пределам твердости металла данной марки стали


Сварные швы


ВИК, метод магнитной памяти металла, ультразвуковой контроль, магнитопорошковый контроль


Трещины, непровары и несплавления.

Поры размером более 3 мм или глубиной более 10 % толщины стенки.

Шлаковые включения длиной более 15 мм или глубиной более 10 % толщины стенки.

Подрезы глубиной более 0,5 мм и длиной более 150 мм


Седла затвора


ВИК, течеискание


Протечки газа больше, чем допустимые для класса герметичности затворов D1 по ГОСТ 9544


Разъемные соединения


ВИК, течеискание


Негерметичность по отношению к внешней среде, вследствие износа уплотнительных элементов

Окончание таблицы Д.1



Узел


Зона контроля


Метод контроля


Недопустимые дефекты


Привод, редуктор


Гидроцилиндры


ВИК,

ультразвуковая толщинометрия, течеискание

Перетоки демпферной жидкости (вследствие невосстанавливаемого износа уплотнительных элементов поршней и штоков) и утонения стенок до отбраковочной толщины.

Невосстанавливаемая потеря герметичности по отношению к внешней среде вследствие износа уплотнительных элементов

Подвижные соединения кривошипношатунного, реечного или кулисного механизма


ВИК


Люфты, надрывы, задиры, механические повреждения с острыми краями, смещения и деформации

Узел управления, ручной насос, дроссель-регулятор расхода, клапаны и др. оборудование


ВИК,

течеискание


Невосстанавливаемая потеря герметичности по отношению к внешней среде, трещины, деформации или износ


Трубная обвязка


ВИК,

течеискание

Невосстанавливаемая потеря герметичности по отношению к внешней среде, закупорка, износ фитингов или клапанов


Шпиндель, шток


Цилиндрическая поверхность


ВИК,

магнитопорошковый контроль, ультразвуковой контроль, метод магнитной памяти металла

Искривления, трещины, раковины, надрывы, несплошности, следы коррозии, задиры.

Зоны концентрации механических напряжений в случае, если градиент собственного магнитного поля рассеяния в три раза превышает величину среднего градиента во всех зонах концентрации напряжений


Ходовая резьба


ВИК


Срыв резьбы


Штифты


ВИК


Трещины, задиры, смятие


Разъемные соединения


ВИК,

течеискание

Невосстанавливаемая потеря герметичности по отношению к внешней среде вследствие износа уплотнительных элементов


Крепежные детали

Болты


ВИК,

ультразвуковой контроль


Трещины, срыв или износ резьбы, остаточные деформации, изгиб


Гайки и шпильки

Приложение Е

(рекомендуемое)


Формы протоколов неразрушающего контроля трубопроводной арматуры


Е.1 Форма протокола визуального и измерительного контроля



(исполнитель)

image

(заказчик)


(место установки оборудования)


ПРОТОКОЛ

визуального и измерительного контроля

« » 200 г.


Наименование организации, эксплуатирующей арматуру Наименование арматуры Материал элементов

(стандарт, ТУ)

Нормативная документация, по которой выполнен контроль Схема контролируемых участков


image

Технические средства, использованные в процессе контроля



image

Результаты контроля


№ п/п

Наименование элементов

Характер обнаруженных дефектов

Примечание


Руководитель

image

(ФИО) (подпись)

квалификационное удостоверение № от выдано (орган сертификации), срок действия специалист II уровня

image

(ФИО) (подпись)

квалификационное удостоверение № от выдано (орган сертификации), срок действия

Е.2 Форма протокола феррозондового контроля корпуса (или другого элемента арматуры)



(исполнитель)

image

(заказчик)


(место установки оборудования)


ПРОТОКОЛ

феррозондового контроля корпуса (или другого элемента арматуры)



image

(указывается наименование элемента, тип и № арматуры)

« » 200 г.


Наименование прибора Зав. № Свидетельство о госповерке

(указываются № и дата поверки)

Нормативная документация, по которой выполнен контроль


Результаты контроля



Наименование контролируемого элемента


Условный номер дефекта

Результаты дублирующего магнитопорошкового контроля (или ультразвуковой дефектоскопии) после удаления покрытия

Характер дефекта

Размер дефекта, мм


Схема расположения дефектов прилагается.

Руководитель

image

(ФИО) (подпись)

квалификационное удостоверение № от выдано (орган сертификации), срок действия специалист II уровня

image

(ФИО) (подпись)

квалификационное удостоверение № от выдано (орган сертификации), срок действия

Е.3 Форма протокола магнитопорошкового контроля основного металла и сварных соединений корпуса арматуры


(исполнитель)

image

(заказчик)


(место установки оборудования)


ПРОТОКОЛ

магнитопорошкового контроля основного металла и сварных соединений корпуса арматуры

« » 200 г.


Объект контроля Наименование арматуры (ее узла, элемента) Материал элементов

(стандарт, ТУ)

Нормативная документация, по которой выполнен контроль Наименование прибора Зав. № Сертификат поверки № от « » Вид намагничивания Марка магнитного индикатора (тип магнитной суспензии) Условный уровень чувствительности Средства проверки качества магнитной суспензии Схема контролируемых участков арматуры

Результаты контроля



№ п/п

Размеры контролируемого участка

Напряженность магнитного поля, А/м (А/cм)

Описание результатов контроля

Оценка результатов контроля


Примечание


Эскиз расположения дефектов:

Руководитель

image

(ФИО) (подпись)

квалификационное удостоверение № от выдано (орган сертификации), срок действия специалист II уровня

image

(ФИО) (подпись)

квалификационное удостоверение № от выдано (орган сертификации), срок действия

Е.4 Форма протокола измерения толщины стенок



(исполнитель)


image

(заказчик)


(место установки оборудования)


ПРОТОКОЛ

измерения толщины стенок

« » 200 г.


Объект контроля Наименование арматуры (ее узла, элемента) Материал элементов

(стандарт, ТУ)

Нормативная документация, по которой выполнен контроль Тип прибора Зав. № Сертификат поверки № от « » Тип пьезоэлектрического преобразователя Стандартные образцы Схема расположения точек замеров толщин

Результаты контроля


Номер точек по схеме

Толщина, мм

Номер точек по схеме

Толщина, мм

Номер точек по схеме

Толщина, мм

Номер точек по схеме

Толщина, мм


Минимально допустимая расчетная толщина стенки корпуса арматуры sp = , мм Плюсовой допуск на толщину стенки корпуса арматуры c = , мм

Руководитель

image

(ФИО) (подпись)

квалификационное удостоверение № от выдано (орган сертификации), срок действия специалист II уровня

image

(ФИО) (подпись)

квалификационное удостоверение № от выдано (орган сертификации), срок действия

Е.5 Форма протокола ультразвуковой дефектоскопии



(исполнитель)


image

(заказчик)


(место установки оборудования)


ПРОТОКОЛ

ультразвуковой дефектоскопии

« » 200 г.

Наименование арматуры (ее узла, элемента) Область контроля

(сварное соединение или область узла, элемента с признаками наличия внутреннего дефекта)

Нормативная документация, по которой выполнен контроль

Наименование прибора

Зав. №

Сертификат поверки № от Тип пьезоэлектрического преобразователя Зав. № Настройка чувствительности (по образцам или АРД*); Абр.п.л = дБ; Абр.о.л = дБ Предельная чувствительность, мм2

Карта контроля: прилагается к протоколу.

Результаты контроля


Номер сварного соединения по карте контроля

Описание результатов контроля

Соответствие требованиям допустимости размеров дефектов по методическим рекомендациям нормативных документов

Условный номер дефекта

Превышение браковочной чувствительности Amax, дБ

Расстояние от базиса L, мм

Глубина залегания Y, мм

Расстояние до передней границы RPD, мм

Длина L, мм

Высота h, мм

Тип дефекта

Примечание – При контроле качества сварных соединений при ремонте арматуры приводится качественный показатель (балл).

image

Руководитель

(ФИО) (подпись)

image

квалификационное удостоверение № от выдано (орган сертификации), срок действия специалист II уровня

(ФИО) (подпись)

квалификационное удостоверение № от выдано (орган сертификации), срок действия


image

* Пояснения к обозначениям, сокращениям и диапазонам изменений параметров, используемых в данной и других формах протоколов неразрушающего контроля, указываются в инструкции по применению прибора и(или) нормативной документации, по которой выполняют контроль.

Е.6 Форма протокола измерения твердости металла корпуса (элемента) арматуры



(исполнитель)

image

(заказчик)


(место установки оборудования)


ПРОТОКОЛ

измерения твердости металла корпуса (элемента) арматуры

« » 200 г.


Наименование арматуры (ее узла, элемента) Область контроля

(сварное соединение или область узла, элемента по решению эксперта) Нормативная документация, по которой выполнен контроль Наименование прибора Зав. №

Сертификат поверки № от

Тип индентора (если он сменный) Стандартный образец

(тип)

Карта контроля: прилагается к протоколу.

Результаты контроля


Номер сварного соединения по карте контроля/номер зоны контроля

Твердость металла, НВ

Номер сварного соединения по карте контроля/номер зоны контроля

Твердость металла, НВ


основного


шва

зоны термического влияния


основного


шва

зоны термического влияния


Руководитель

image

(ФИО) (подпись)

квалификационное удостоверение № от выдано (орган сертификации), срок действия специалист II уровня

image

(ФИО) (подпись)

квалификационное удостоверение № от выдано (орган сертификации), срок действия

Е.7. Форма протокола контроля методом магнитной памяти металла



(исполнитель)


image

(заказчик)


(место установки оборудования)


ПРОТОКОЛ

контроля методом магнитной памяти металла

« » 200 г.


Наименование организации, эксплуатирующей арматуру Наименование арматуры Материал элементов

(стандарт, ТУ)

Нормативная документация, по которой выполнен контроль Схема контролируемых участков Технические средства, использованные в процессе контроля Результаты контроля



№ п/п


Наименование контролируемого элемента

Номер (условное обозначение) участка контроля с зоной концентрации напряжений (ЗКН) 1)


К max, ин

(А/м)/мм


К ср ,

ин

(А/м)/мм


К пр ,

ин

(А/м)/мм


m


mпр


Примечание

1) Расположение ЗКН соответствует формуляру (схеме, чертежу) контролируемого участка (элемента). Схема расположения ЗКН прилагается.


Руководитель

image

(ФИО) (подпись)

квалификационное удостоверение № от выдано (орган сертификации), срок действия специалист II уровня

image

(ФИО) (подпись)

квалификационное удостоверение № от выдано (орган сертификации), срок действия

Приложение Ж**

(рекомендуемое)


Форма заключения по результатам технического диагностирования ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»



image

(наименование экспертной организации)


ЗАКЛЮЧЕНИЕ №

по результатам технического диагностирования



image

(наименование арматуры, заводской номер)

Рег. №

ТУ


image

(руководитель экспертной организации)



image image

(подпись) (ФИО)

« » 200 г (дата)

М.П.


image image

город год


image

** Обозначенные прописными буквами А, Б, В, Г и Д приложения, входящие в состав оформляемого в соответствии с данным приложением заключения, не являются структурными элементами настоящего стандарта, а входят в состав указанного заключения, рассматриваемого в качестве самостоятельного документа.

1 Вводная часть

    1. Основание для проведения работ:

      1. выработка техническим устройством назначенного срока службы;

      2. договор № от

      (номер договора) (дата)

      с

      (наименование организации-заказчика)

    2. Сведения о специализированной организации:

      Наименование организации: Почтовый адрес: Телефон: Факс: Е-mail

    3. Сведения о наличии лицензии на право проведения экспертизы промышленной безопасности: лицензия № на право осуществления деятельности по проведению выдана срок действия

    4. Сведения об экспертах

Ведущий эксперт: , ,

(Фамилия И.О.) (уровень) (объект экспертизы)

удостоверение № (протокол № от ) срок действия Эксперт: , ,

(Фамилия И.О.) (уровень) (объект экспертизы)

удостоверение № (протокол № от ) срок действия

  1. Данные о заказчике

    Наименование организации: Руководитель организации: Почтовый адрес:

    Телефон:

  2. Объект

    Факс:

    Е-mail:

    Наименование технологической линии, объекта или иного технического устройства, где установлена диагностируемая арматура Заводской номер арматуры Технологический номер Предприятие-изготовитель Дата изготовления Дата ввода в эксплуатацию Дата предыдущего диагностического обслуживания объекта в целом (где установлена диагностируемая арматура)

  3. Цель работ

    Целью работ является оценка технического состояния арматуры, возможности, параметров, сроков и условий его дальнейшей эксплуатации.

  4. Документы, рассмотренные в процессе обследования

    Паспорт , зав. № с приложениями Сменный журнал Режимные листы за период с « » 199 г. по « » 200 г.

  5. Работы, выполненные в процессе обследования


    № п/п

    Наименование работы

    Наименование и номер отчетной документации

    1

    Анализ технической документации

    Акт (см. приложение А)

    2

    Используемые методы неразрушающего контроля:

    Протоколы (см. приложение Б):

    Визуальный и измерительный контроль

    Протокол № от " " 200 г.

    Феррозондовый метод

    Протокол № от " " 200 г.

    Магнитопорошковым метод

    Протокол № от " " 200 г.

    Ультразвуковой контроль толщины элементов арматуры

    Протокол № от " " 200 г.

    Ультразвуковая дефектоскопия

    Протокол № от " " 200 г.

    Измерение твердости металла

    Протокол № от " " 200 г.

    Метод магнитной памяти металла

    Протокол № от " " 200 г.


    3

    Анализ повреждений, дефектов и

    параметров технического состояния арматуры


    Техническая справка (см. приложение В)


    Перечень использованной при обследовании нормативной и методической документации приведен в приложении Г.

    Копии удостоверений экспертов приведены в приложении Д.


  6. Краткая техническая характеристика объекта

    Назначение арматуры и место ее установки в технологической линии Расчетное давление МПа

    Разрешенное давление МПа Расчетная температура стенкиС

    Пробное давление гидравлического испытания МПа Рабочая среда

  7. Результаты обследования

    1. Заключение о техническом состоянии внутренних устройств и элементов разъемных соединений в момент проведения работ

    2. Заключение о техническом состоянии арматуры на момент проведения работ

      Арматура находится в состоянии.

    3. Заключение о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации арматуры



image



image



image

9 Регламент контроля технического состояния арматуры при продолжении ее эксплуатации



Наименование вида контроля

Срок контроля (периодичность)

Ответственный исполнитель


Примечания


image

Приложения:

Приложение А. Акт анализа технической документации.

Приложение Б. Документация (протоколы, заключения, отчеты) с результатами экспертного обследования.

Приложение В. Техническая справка по анализу дефектов и параметров технического состояния.

Приложение Г. Перечень использованной при обследовании нормативной и методической документации.

Приложение Д. Копии удостоверений экспертов.


Ведущий эксперт

image

(подпись) (Фамилия И.О.)


Эксперт

image

(подпись) (Фамилия И.О.)

Приложение И

(справочное)


Допускаемые напряжения для различных марок сталей

Та б л и ц а И.1 – Допускаемые напряжения для углеродистых и низколегированных сталей в соответствии с ГОСТ Р 52857.1 (приложение А, таблица А.1)


Расчетная температура стенки сосуда или аппарата, С

Допускаемое напряжение доп, МПа, для сталей марок

Ст3

20 и 20к

09Г2С, 16ГС, 17ГС,

16Г1С, 10Г2С1

10Г2, 09Г2

20

140

147

183

180

100

134

142

160

160

П р и м е ч а н и я

  1. При расчетной температуре ниже 20 С допускаемое напряжение принимают таким же, как и при температуре 20 С при условии допустимого применения материала при данной температуре.

  2. Для промежуточных значений расчетных температур стенки допускаемое напряжение определяют линейной интерполяцией с округлением результатов до 0,5 МПа в сторону меньшего значения.

  3. Если для стали марки 20 минимальное значение предела текучести Re/20 при температуре 20 С меньше, чем 220 МПа, то указанные в настоящей таблице допускаемые напряжения умножают на отношение Re/20 /220.

  4. Если для стали марки 10Г2 минимальное значение условного предела текучести Rp0,2/20 при остаточном удлинении 0,2 % при температуре 20 С меньше, чем 270 МПа, то указанные в настоящей таблице допускаемые напряжения умножают на отношение Rp0,2/20 /270.

  5. Для стальных отливок номинальное допускаемое напряжение принимают равным 80 % от номинального допускаемого напряжения, определенного по данной таблице для одноименной марки катаной или кованой стали, если отливки подвергают 100 % контролю неразрушающими методами, и 75 % от указанного значения – для остальных отливок.


Та б л и ц а И.2 – Допускаемые напряжения для жаропрочных, жаростойких и коррозионностойких аустенитных сталей в соответствии с ГОСТ Р 52857.1 (приложение А, таблица А.3)



Расчетная температура стенки сосуда или аппарата, С

Допускаемое напряжение , МПа, для сталей марок

08Х18Н10Т, 08Х18Н12Т,

08Х17Н13М2Т, 08Х17Н15М3Т

12Х18Н10Т, 12Х18Н12Т,

10Х17Н13М2Т, 10Х17Н15М3Т

20

168

184

100

156

174

150

148

168

200

140

160

П р и м е ч а н и я

  1. При расчетных температурах ниже 20 С допускаемое напряжение принимают таким же, как и при температуре 20 С, при условии допустимого применения материала при данной температуре.

  2. Для промежуточных значений расчетной температуры стенки допускаемое напряжение определяют интерполяцией двух ближайших значений с округлением результатов до 0,5 МПа

  3. Для стальных отливок номинальное допускаемое напряжение принимают равным 80 % от значения номинального допускаемого напряжения, определенного по данной таблице для одноименной катаной или кованой стали, если отливки подвергают 100 % контролю неразрушающими методами, и 75 % от указанных выше значений для остальных отливок.

(5 кгс/см2) в сторону меньшего значения.


[1] Руководящий документ Госгортехнадзора России РД 03-484-02

Библиография

Положение о порядке продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах


[2] Правила безопасности Госгортехнадзора России ПБ 03-246-98

Правила проведения экспертизы промышленной безопасности


[3] Правила аттестации Госгортехнадзора России ПБ 03-372-00

Правила аттестации и основные требования к лабораториям неразрушающего контроля


[4] Правила аттестации Госгортехнадзора России ПБ 03-440-02

Правила аттестации персонала в области неразрушающего контроля


[5] Правила безопасности Госгортехнадзора России ПБ 03-576-03

Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением


[6] Руководящий документ Госгортехнадзора России РД 03-606-03

Инструкция по визуальному и измерительному контролю


[7] Руководящий документ Ростехнадзора

РД 13-05-2006

Методические рекомендации о порядке проведения магнитопорошкового контроля технических устройств и сооружений, применяемых и эксплуатируемых на опасных производственных объектах


[8] Руководящий документ Госгортехнадзора России РД 51-1-98

Методика оперативной компьютерной диагностики локальных участков газопроводов с использованием магнитной памяти металла


[9] Руководящий документ Ростехнадзора

РД 13-06-2006

Методические рекомендации о порядке проведения капиллярного контроля технических устройств и сооружений, применяемых и эксплуатируемых на опасных производственных объектах

[10] Стандарт организации ОАО «НИИХИММАШ»,

ОАО «ИркутскНИИхиммаш» СТО 00220256-005-2005

Швы стыковых, угловых и тавровых сварных соединений сосудов и аппаратов, работающих под давлением. Методика ультразвукового контроля


[11] Стандарт организации ОАО «ВНИИПТхимнефтеаппаратуры»

СТО 00220368-010-2007

Швы сварных соединений сосудов и аппаратов, работающих под давлением. Радиографический метод контроля


[12] Руководящий документ Минхиммаша СССР РД 26-11-01-85

Инструкция по контролю сварных соединений, недоступных для проведения радиографического и ультразвукового контроля


[13] Правила безопасности Госгортехнадзора России ПБ 08-624-03

Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности


[14] Правила безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов (утверждены министром газовой промышленности 16 марта 1984 г.)


[15] Санитарные правила Министерства здравоохранения Российской Федерации

СП 2.2.1.1312-03

Гигиенические требования к проектированию вновь строящихся и реконструируемых промышленных предприятий


[16] Правила по охране труда Министерства труда и социального развития Российской Федерации ПОТ РМ-016-2001 –

РД 153-34.0-03.150-00

Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок


image


ОКС 23.060

Ключевые слова: магистральный газопровод, запорно-регулирующая арматура, оценка, ресурс, техническое состояние, диагностика, контроль


image


Корректура О.Я. Проскуриной

Компьютерная верстка Н.О. Поляковой


image

Подписано в печать 18.03.2010 г.

Формат 60х84/8. Гарнитура «Ньютон». Тираж 118 экз. Уч.-изд. л. 6,4. Заказ 345.


image

ООО «Газпром экспо» 117630, Москва, ул. Обручева, д. 27, корп. 2. Тел.: (495) 719-64-75, (499) 580-47-42.