Методические указания 0601.00.000 МУ Методические указания. Обследование нефтегазосепараторов, электродегидраторов, отстойников, сосудов замерных устройств с истекшим сроком службы с целью определения возможности дальнейшей эксплуатации.

СПЕЦИАЛЬНОЕ ПРОЕКТНОЕ КОНСТРУКТОРСКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ БЮРО НЕФТЯНОГО И ГАЗОВОГО МАШИНОСТРОЕНИЯ

 СПКТБ "НЕФТЕГАЗМАШ"

 МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

Обследование нефтегазосепараторов, электродегидраторов, отстойников, сосудов замерных устройств с истекшим сроком службы с целью определения возможности дальнейшей эксплуатации

 0601.00.000 МУ

СОГЛАСОВАНО

Начальник управления Тюменского округа

Госгортехнадзора России Э.Д.Бушмакин

Главный механик

ОАО "Юганскнефтегаз" Ю.И.Соломко

Главный инженер

СПКТБ "Нефтегазмаш" Ф.А.Гирфанов

УТВЕРЖДАЮ

Главный инженер

ОАО "Юганскнефтегаз" В.А.Пальцев

"Методические указания по обследованию нефтегазосепараторов, электродегидраторов, отстойников, сосудов замерных устройств с истекшим сроком службы с целью определения возможности дальнейшей эксплуатации" (в дальнейшем - "Методические указания") разработаны СПКТБ "Нефтегазмаш" в соответствии с техническим заданием ТЗ 39.0-644-2001, утверждённым Главным инженером ОАО "Юганскнефтегаз".

В процессе эксплуатации нефтегазосепараторы, электродегидраторы, отстойники, сосуды замерных устройств подвергаются действию агрессивных сред, значительных механических напряжений, изменений температур, вибрациям; в результате чего они понижают свою прочность с образованием различных дефектов и отклонений; обследование и устранение выявленных дефектов и отклонений при проведении техобслуживания и ремонта повышает надёжность работы оборудования при дальнейшей эксплуатации.

Настоящий нормативный документ подлежит обязательному применению в дочерних и структурных предприятиях ОАО "Юганскнефтегаз".

      1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1 Назначение

1.1.1 "Методические указания" являются руководящим документом для инженерно-технических работников и предназначены для применения при обследовании технического состояния нефтегазосепараторов, электродегидраторов, отстойников, сосудов замерных устройств с истекшим сроком службы с целью продления сроков эксплуатации на предприятиях ОАО "Юганскнефтегаз".

1.2 Область применения

1.2.1 "Методические указания" распространяются на нефтегазосепараторы, электродегидраторы, отстойники, сосуды замерных устройств, эксплуатируемые на предприятиях ОАО "Юганскнефтегаз".

1.2.2 "Методические указания" не отменяют требования нормативно-технической документации по обследованию и освидетельствованию нефтегазосепараторов, электродегидраторов, отстойников, сосудов замерных устройств.

1.3 Периодичность проведения обследования

Проведение обследования рекомендуется совмещать по срокам с техническим обслуживанием и ремонтом.

1.3.1 "Методические указания" предусматривают три вида обследования нефтегазосепараторов, электродегидраторов, отстойников, сосудов замерных устройств:

- первичное;

- повторное;

- внеочередное.

1.3.2 Нормативный срок эксплуатации нефтегазосепараторов, электродегидраторов, отстойников, сосудов замерных устройств указывает предприятие-изготовитель в паспорте сосуда. При отсутствии такого указания нормативный срок принимается равным 20 лет. ("Методика оценки остаточного ресурса сосудов и аппаратов" от 29.12.1997 г. Госгортехнадзора России).

Для нефтегазосепараторов, электродегидраторов, отстойников, сосудов замерных устройств, отработавших нормативный срок эксплуатации и не подвергшихся обследованию, его требуется провести в течение одного года с момента издания настоящего нормативного документа.

1.3.3 Первичное обследование нефтегазосепараторов, электродегидраторов, отстойников, сосудов замерных устройств с истекшим сроком службы производится по истечении нормативного срока эксплуатации с даты ввода в эксплуатацию.

1.3.4 Сроки проведения повторного обследования устанавливает комиссия, проводившая первичное обследование, в зависимости от технического состояния нефтегазосепараторов, электродегидраторов, отстойников, сосудов замерных устройств.

1.3.4.1 Количество и сроки проведения повторных обследований определяются заключением комиссии, проводящей повторное обследование.

1.3.5 Внеочередные обследования нефтегазосепараторов, электродегидраторов, отстойников, сосудов замерных устройств проводятся в следующих случаях:

- при наличии повреждений конструкции, вызванных авариями или стихийными бедствиями;

- при возникновении, в процессе эксплуатации, повторяющихся отказов или поломок.

1.3.6 Первичные и повторные обследования проводятся в объёме настоящих "Методических указаний", объёмы работ внеочередных обследований определяет комиссия в зависимости от технического состояния нефтегазосепараторов, электродегидраторов, отстойников, сосудов замерных устройств.

1.4 Работы устанавливаются в объёме частичного и полного обследования.

1.4.1 Частичное обследование, с целью предварительной оценки технического состояния, производится без вывода нефтегазосепараторов, электродегидраторов, отстойников, сосудов замерных устройств из технологического процесса (отключением), а также без их опорожнения и очистки.

1.4.2 Полное обследование нефтегазосепараторов, электродегидраторов, отстойников, сосудов замерных устройств производится с выводом их из эксплуатации, опорожнением, дегазацией и очисткой.

1.5. Работы по диагностированию проводятся специально подготовленным и аттестованным персоналом как организациями, имеющими соответствующие лицензии Госгортехнадзора России, так и организациями, владельцами нефтегазосепараторов, электродегидраторов, отстойников, сосудов замерных устройств (при наличии у них условий, удовлетворяющих требованиям настоящих "Методических указаний").

1.6 Проверка технического состояния осуществляется комиссией, которая назначается приказом руководителя предприятия, являющегося владельцем нефтегазосепараторов, электродегидраторов, отстойников, сосудов замерных устройств. Комиссию возглавляет главный инженер или его заместитель, а в её состав должны входить представители ремонтно-механических служб, служб главного механика, техники безопасности и охраны труда, диагностики (неразрушающего контроля). При необходимости в состав комиссии включаются представители завода-изготовителя и территориального органа Госгортехнадзора России.

1.7 Если контроль неразрушающими методами проводится приглашенными специалистами, они тоже включаются в состав комиссии.

1.8 Возможность оценки остаточного ресурса нефтегазосепараторов, электродегидраторов, отстойников, сосудов замерных устройств обеспечивается при наличии следующих условий:

- известны параметры технического состояния (ПТС);

- известны критерии предельного состояния;

- существует возможность непрерывного и периодического контроля ПТС.

1.9 Все виды работы по диагностированию и оценке остаточного ресурса проводят организации, имеющие лицензии на данные виды работ, полученные в установленном порядке.

1.10 Ответственность за принятые решения лежит на организации, проводящей работы по диагностированию и оценке остаточного ресурса.

      2 ОРГАНИЗАЦИЯ ОБСЛЕДОВАНИЯ

2.1 Цель обследования

2.1.1 Обследованию, с целью определения возможности дальнейшей эксплуатации с истекшим сроком службы, нефтегазосепараторы, электродегидраторы, отстойники, сосуды замерных устройств подвергаются в работоспособном состоянии, выведенные из производственного процесса.

2.2 Форма приказа

2.2.1 Обследование проводится комиссией, созданной приказом предприятия, эксплуатирующего оборудование.

В приказе должны быть указаны: дата вывода оборудования из эксплуатации для проведения обследования, сроки проведения, состав комиссии.

Рекомендуемая форма приказа приведена в приложении А.

2.3 Состав комиссии

2.3.1 В состав комиссии должны входить:

- лица, ответственные за безопасность эксплуатации обследуемого оборудования;

- специалисты по проведению обследования;

- представитель предприятия-изготовителя (при необходимости);

- представитель разработчика (при необходимости).

2.4 Условия проведения обследования

2.4.1 Предприятие-владелец оборудования для проведения обследования обязано:

- обеспечить условия для безопасной работы комиссии;

- подготовить оборудование к обследованию;

- предоставить необходимую документацию на обследуемое оборудование и обеспечить контрольно-измерительными приборами и инструментом.

2.4.2 Обследование проводится на специально оборудованном месте или площадке, оснащенными необходимыми устройствами и средствами для безопасного проведения работ.

2.4.3 Обследование рекомендуется проводить в светлое время суток при плюсовой температуре.

2.4.4 На любом этапе обследования, при установлении причин, исключающих возможность дальнейшей эксплуатации оборудования или необходимости проведения капитального ремонта, работы могут быть прекращены. В этих случаях оформляется акт на списание оборудования или передача его на капитальный ремонт.

      3 ОСНОВНЫЕ РАБОТЫ, ВЫПОЛНЯЕМЫЕ ПРИ ОБСЛЕДОВАНИИ

3.1 Комплекс работ по оценке остаточного ресурса включает:

- подготовку оборудования к обследованию;

- изучение технической и эксплуатационной документации обследуемого оборудования (аналитическое обследование);

- визуальный (наружный и внутренний) осмотр поверхности;

- измерение дефектов, повлекших изменение геометрии элемента (по необходимости);

- толщинометрию несущих элементов конструкции;

- дефектоскопию сварных швов и основного металла с использованием неразрушающих методов;

- исследование химсостава (по необходимости);

- исследование физико-механических свойств металла (по необходимости);

- металлографические исследования (по необходимости);

- проверку прочности расчетом;

- испытания на прочность и герметичность (по необходимости);

- анализ полученных данных;

- оценка технического состояния, определение основных повреждающих факторов, сравнение фактических показателей технического состояния составных частей оборудования с приведёнными показателями предельного состояния;

- оценка возможности дальнейшей эксплуатации и остаточного ресурса;

- составление технического заключения по результатам обследования.

3.2 В процессе эксплуатации нефтегазосепараторы, электродегидраторы, отстойники, сосуды замерных устройств подвергаются действию агрессивных сред, значительных механических напряжений, низких температур окружающего воздуха, вибрациям и т.д.

В результате указанных воздействий элементы оборудования понижают свою химическую стойкость и механическую прочность с образованием различных дефектов и отклонений.

Вывод о возможности дальнейшей эксплуатации или необходимости проведения ремонта (списания) устанавливается путём сравнения фактических показателей с приведёнными далее критериями предельного состояния оборудования.

      4 ПОДГОТОВКА ПРОВЕДЕНИЯ ОБСЛЕДОВАНИЯ

4.1 Покраска оборудования перед обследованием не допускается.

4.2 Должен быть обеспечен доступ к контролируемым сборочным единицам и деталям.

4.3 Применяемые при обследовании инструменты, оборудование и контрольно-измерительные приборы должны быть в исправном состоянии.

4.4 Предприятие-владелец оборудования обязано обеспечить условия для безопасного проведения работ комиссии, обеспечить необходимой документацией, приборами и оборудованием.

      5 АНАЛИТИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

5.1 Аналитические исследования проводят с целью ознакомления комиссии с конструкторско-технологической и эксплуатационной документацией, условиями работы нефтегазосепараторов, электродегидраторов, отстойников, сосудов замерных устройств.

5.2 Исследованию подлежат информационные материалы:

- технический паспорт или формуляр оборудования, включающий: год выпуска, год ввода в эксплуатацию, количество проведённых капитальных ремонтов, характер и объём проведённых ремонтов, данные о технических освидетельствованиях;

- все виды имеющейся эксплуатационной документации, содержащей данные о конструктивных особенностях оборудования, проведённых ранее обследованиях и осмотрах;

- сведения о наработке;

- документация, отражающая условия работы (соответствие рабочих нагрузок, температуры, давления, среды и т.д.);

- длительность простоев и режимы эксплуатации оборудования;

- чертежи, расчеты и технические условия на проведение ремонта с указанием сведений о материалах вновь установленных деталей и применяемых сварочных материалов.

5.3 При анализе конструкторско-технологической документации особое внимание уделяется зонам оборудования, на которых, в силу конструктивных особенностей или условий эксплуатации, наиболее вероятно появление дефектов.

В первую очередь необходимо уделить внимание:

- сварным швам (особенно продольным) и участкам пересечения швов;

- местам соединения конструктивных элементов (узлам приварки горловин люков к обечайке или днищу, местам приварки штуцеров, фланцев, бобышек, опор, узлам соединения обечайки и днища);

- местам гибки металла;

- местам конструктивных и технологических утонений;

- наиболее нагруженным участкам конструкции (например, зоны крепления опор);

- местам соединений и контакта различных материалов (возможной контактной коррозии);

- места скопления влаги и продуктов вследствие замедления потока;

- местам воздействия потока;

- местам раздела фаз "жидкость-газ";

- участкам с дефектами металла, обнаруженными в процессе эксплуатации и предыдущих обследований.

5.3* По результатам анализа техдокументации определяют потенциально опасные участки (ПОУ).

5.3.1 Для ПОУ оборудования устанавливают:

- марку конструкционного материала;

- проектные значения толщин стенок элементов;

- характеристики рабочей среды и условия её взаимодействия с материалом конструкции;

- вероятный характер повреждений, которые могут возникнуть на ПОУ при эксплуатации оборудования.

5.4 При анализе условий эксплуатации устанавливают соответствие оборудования его прямому назначению, определяют соответствие рабочих параметров (давления, температуры, состава среды) паспортным данным.

Оценивают возможность возникновения, в результате воздействия технологических сред целевой коррозии, ножевой коррозии, коррозионного растрескивания металла, его наводороживания, обезуглероживания, межкресталлитной коррозии.

5.5 При анализе условий эксплуатации определяют, менялись ли в течение всего периода эксплуатации значения основных технологических параметров - давление, температура, состав среды. Если такие случаи имели место, определяют значения параметров и длительность эксплуатации оборудования в нерегламентированных условиях.

На основании проведённого анализа уточняется список ПОУ (дополняется элементами, которые при эксплуатации оказались перегруженными или перегретыми) и определяется количество циклов воздействия.

5.5* Целью анализа планово-профилактических работ является получение данных об объёме и характере проведённых ремонтных работ и причинах их проведения (характер дефектов). Уточняется марка использованного для ремонта материала, его физико-механические характеристики, оценивается возможность возникновения аналогичности дефектов и их развития.

5.6 В случае, если на обследуемом оборудовании или его аналогах происходили аварии, проводят анализ соответствующей технологической документации, обращая при этом внимание на:

- места локализации очага аварии;

- причины аварии;

- характер разрушения;

- объём и характер ремонтно-восстановительных работ.

5.7 Следует также проверить наличие:

- приказа о назначении лица технического надзора и лица, ответственного за исправное состояние и безопасную эксплуатацию оборудования, прошедших проверку знаний;

- аттестованного обслуживающего персонала;

- инструкции по режиму работы и безопасному обслуживанию, вахтового журнала, инструкций и журнала контрольных проверок, инструкций по эксплуатации приборов автоматики безопасности и сигнализации;

- актов технического диагностирования (если оно проводилось), обратив особое внимание на рекомендуемые сроки и параметры эксплуатации, а также выявленные дефекты.

5.8 По результатам аналитических исследований составляется:

- перечень проанализированной документации;

- эскизы и таблицы составных частей с имевшими место поломками и отказами;

- база данных по техническим параметрам в виде таблиц.

5.9 Результаты анализа документации и обследования фиксируются в техническом заключении (приложение Б).

      6 МЕРЫ БЕЗОПАСНОСТИ

6.1 При проведении работ по обследованию нефтегазосепараторов, электродегидраторов, отстойников, сосудов замерных устройств применяются различные подъёмно-транспортные механизмы, электрические приборы и машины, аппаратура с использованием различных источников энергии (ультразвуковых колебаний, рентгеновских лучей, радиоволн, электрических сигналов), которые требуют повышенную внимательность, соблюдение мер безопасности труда.

6.2 С целью обеспечения безопасного проведения работ, работники, занятые обследованием оборудования, должны знать и выполнять требования стандартов, инструкций и правил по технике безопасности труда, действующие на данном предприятии.

6.3 К работам по обследованию оборудования допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие обучение, имеющие удостоверение на право проведения работ и прошедшие инструктаж по технике безопасности.

6.4 Производственный инструктаж по технике безопасности на рабочем месте проводит руководитель работ.

6.5 Результаты и дата проведения инструктажа по мерам безопасности заносятся в журнал учета проведения инструктажа.

6.6 Лица, привлекаемые к работам по обследованию, должны иметь индивидуальный план мероприятий с указанием цели, объёма работ и зон обследования.

6.7 Время проведения обследования должно быть согласовано с лицом (организацией), ответственным за исправное состояние и эксплуатацию оборудования.

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

6.9 Обследование оборудования, при его проведении на месте эксплуатации (вне помещений), производится в светлое время суток.

6.10 Не допускается присутствие посторонних лиц на месте проведения работ.

6.11 Контроль за выполнением мероприятий по охране труда и мер безопасности на время проведения работ по обследованию оборудования возлагается на председателя комиссии.

      7 НАТУРНОЕ ОБСЛЕДОВАНИЕ

7.1 При проведении натурного обследования необходимо провести следующие работы:

- визуальный осмотр нефтегазосепараторов, электродегидраторов, отстойников, сосудов замерных устройств с внутренней и наружной сторон; визуальный осмотр состоит из внешнего и внутреннего осмотров;

- измерение толщин стенок;

- контроль сварных соединений неразрушающими методами контроля;

- механические испытания и металлографические исследования металла и сварных соединений;

- химический анализ металла (при необходимости);

- гидравлические испытания.

7.2 При проведении натурного обследования (с установлением дефектов) сборочные единицы и детали разделяются на:

а) годные;

б) подлежащие ремонту;

в) негодные, не подлежащие восстановлению.

7.3 При проведении визуального осмотра проверяется:

- общее состояние оборудования, деталей, наличие деформаций, трещин, представляющих возможную опасность последующего усталостного и хрупкого разрушения из-за коррозионного износа;

- наличие и работоспособность приборов и систем контроля, управления и противоаварийной защиты;

- устранение замечаний по предыдущему осмотру;

- учет наработки циклов погружения.

7.3.1 При визуальном осмотре необходимо:

а) осмотреть оборудование, при этом особое внимание обратить на следующие возможные дефекты:

- пропуски и потения в основном металле и металле сварных швов;

- наличие трещин и отслаиваний;

- наличие видимых деформаций;

- неукомплектованность крышек, люков и фланцевых соединений крепёжными изделиями, неправильная сборка крепежа, дефекты резьбы;

- течи во фланцевых соединениях и сигнальных отверстиях;

- повышенную вибрацию, амплитуда более 0,2 мм (типовое значение) на частоте 40 Гц;

б) проверить наличие и исправность:

- таблички с надписями о рабочем давлении и сроках следующего технического освидетельствования;

- арматуры, приборов КИП и А, предохранительных устройств и блокировок в соответствии с проектом и технологическим регламентом;

- пломб и табличек на предохранительных клапанах, а также пломб или клейм с отметкой о проведении поверок на манометрах;

- состояние фундамента, анкерных болтов, опорных конструкций (особенно в местах приварки их к корпусу), переходных лестниц и обслуживающих площадок;

- целостность изоляции или наружного покрытия.

7.3.1.1 До начала осмотра оборудования необходимо проверить надёжность отключения его от действующих систем и выполнение других мер безопасности (наличие низковольтного освещения, нейтрализации и дегазации оборудования, организация наблюдения за лицами, находящимися внутри сосуда).

7.3.1.2 При осмотре необходимо обращать внимание на возможные отклонения от геометрических форм (овальность выше допустимой, прогибы, вмятины, несоосность), надёжность крепления крышек.

7.3.1.3 Внешний осмотр оборудования производится, как правило, без снятия изоляции. Частичное или полное удаление её должно быть в том случае, если есть признаки, указывающие на возможность возникновения дефектов металла.

7.3.1.4 При осмотре наиболее тщательному контролю подлежат участки оборудования, где вероятнее всего происходит максимальный износ:

- застойные зоны;

- места скопления влаги и продуктов, вызывающих коррозию;

- места изменения направления потоков;

- штуцеры входа и выхода продуктов, стенки в местах входа и выхода продуктов.

7.3.1.5 При осмотре внутри оборудования особое внимание должно быть обращено на выявление следующих дефектов:

1) на поверхности металла и корпусе:

- трещин, надрывов, коррозии стенок;

- язв, раковин в литых корпусах;

- вскрытие плен, усадочных рыхлостей в кованых корпусах;

- выпучин, возникающих вследствие расслоения металла, работающего в серо-водородосодержащих средах;

- наличие щелочного растрескивания, особенно при температуре стенок выше 80 °С в местах скопления и конденсации щелочи, в местах концентрации напряжений;

2) изменение геометрии корпуса в результате деформации стенок в виде выпучин, вмятин, задир;

3) в сварных швах - трещин, свищей, пор, видимых непроваров, подрезов, коррозии;

4) в оборудовании с защитными покрытиями:

- разрушение футеровки, в том числе неплотности слоёв футерованных плиток;

- трещин в гуммированном или ином покрытии;

- сколов (отслоений) эмали, вскрытие пор, находящихся внутри эмали;

- трещин и планируемого слоя (для конструкций из биметаллов) и металлических вкладышей;

- дефектов металла корпуса в местах повреждённого защитного покрытия.

7.4 Элементы оборудования: обечайки, днища, крышки, колпаки, плавающие головки, штуцеры, у которых при осмотрах замечена явная коррозия и другие дефекты, сопровождающиеся износом стенок, а также выброчно* по поверхностям, где явная коррозия не замечена, подвергаются замеру толщин стенок.

7.5 Измерения толщины стенок производятся неразрушающими методами с использованием ультразвуковых приборов.

Выбор мест и количество замеряемых точек по определению толщины стенки, выбор методов неразрушающего контроля осуществляется при проведении осмотра.

7.6 Если при первичном объёме контроля выявляются дефекты, то его объём должен быть удвоен, а в случае неудовлетворительных результатов объём контроля должен быть 100%.

7.7 Результаты замеров и фактическое расположение точек замеров отражаются в коррозионной карте, а на корпусе оборудования краской отмечаются места замеров, которые являются предпочтительными при проведении толщинометрии во время последующих освидетельствований.

7.8 Элементы оборудования, доступ к которым для определения остаточной толщины неразрушающими методами контроля затруднён, должны разбираться и проверяться отдельно.

7.9 Места наиболее вероятного возникновения трещин в элементах оборудования, в том числе и сварные швы, контролируются визуальным осмотром с применением оптических приборов, а при необходимости - методом цветной, ультразвуковой дефектоскопии или другими методами неразрушающего контроля.

7.10 Выбор методов неразрушающего контроля производится в соответствии с ОСТ 26-2079-80. Чувствительность и разрешающая способность выбранного метода должны обеспечивать надёжное выявление недопустимых дефектов.

Недоступные для контроля ультразвуковой дефектоскопией или радиографическим методом швы сварных соединений проверяются в соответствии с РД 26-11-01-85.

7.11 При обнаружении на корпусе сосуда выпучин, вмятин для каждого деформированного участка необходимо выполнить:

а) измерения для определения размеров участка и фактической величины прогиба;

б) осмотр наружной и внутренней поверхности с дефектоскопией цветным методом зон повышенного напряжения;

в) замер толщины металла в месте максимальной стрелы прогиба или на дефектной поверхности по квадратной сетке и "здоровом" металле для сравнения результатов;

г) измерение твёрдости металла с наружной или внутренней поверхности в зоне максимальной стрелы прогиба, а также на "здоровом" металле для сравнения результатов;

д) проверку правильности геометрической формы корпуса с оценкой степени его овальности;

е) при необходимости, геодезическую проверку вертикальности расположения оборудования;

ж) при необходимости, исследования микроструктуры металла неразрушающим методом путём снятия реплик (оттисков) на наружной или внутренней поверхности на дефектном и "здоровом" участках для сравнения;

з) цветную или магнитопорошковую дефектоскопию участков, на которых обнаружены поверхностные дефекты;

и) ультразвуковой или радиационный контроль обнаруженных дефектов в металле;

к) при необходимости, контрольную вырезку металла для исследования химического состава, физико-механических свойств и структуры металла;

л) установление причины оборудования дефекта корпуса.

7.12 При осмотре сварных швов поверхность сварного шва и прилегающего к нему участка основного металла, шириной не менее 20 мм в обе стороны шва, должна быть зачищена от шлака и других загрязнений до металлического блеска.

7.13 При выявлении во время осмотра дефектов защитного покрытия стенки оборудования должны быть очищены в этих местах до металла, при обнаружении дефектов металла (например, коррозии) и их распространения под защитное покрытие, последнее должно быть удалено для выявления границ дефекта.

7.13.1 В местах разрушенного защитного покрытия необходимо произвести толщинометрию металла, а при необходимости и контроль сварных швов одним из неразрушающих методов.

7.13.2 С целью более тщательного контроля качества покрытия из неметаллических материалов, лакокрасочное покрытие, покрытие из эмали, винипласта, полиэтилена, за исключением оборудования, защищенного футеровкой, должны испытываться на сопротивление электрическому току искровым индуктором или лакокрасочным дефектоскопом (например - ЛКД-1). При этом выявляются проколы, микропоры, трещины.

7.13.3 Результаты визуального осмотра должны вноситься в паспорт оборудования.

7.14 Оборудование, которое невозможно осмотреть изнутри в силу его конструктивных особенностей, должно подвергаться неразрушающему контролю.

7.15 Оборудование, для которого производится оценка остаточного ресурса по настоящим "Методическим указаниям", подвергается обследованию с использованием неразрушающих методов контроля. После обследования решается вопрос, является ли основным повреждающим фактором для данного оборудования общая коррозия.

7.16 Обследование с использованием неразрушающих методов контроля производится с целью выявления в основном металле и сварных соединениях несплошностей различных видов и происхождений, определения места их расположения, размеров, контроля геометрических параметров, оценки качества металла.

7.17 При обследовании применяются следующие методы неразрушающего контроля:

- ультразвуковая дефектоскопия;

- радиографический;

- магнитопорошковый;

- капиллярный (цветной и люминисцентный);

- акустико-эмиссионный;

- ультразвуковая толщинометрия;

- металлографический.

7.17.1 Объём контроля устанавливают индивидуально для каждого объекта обследования с учетом марки материала, давления, состава рабочей среды, вида ремонтных работ, результатов визуального осмотра и толщинометрии.

7.17.2 Выбор мест измерения толщины стенок, метода дефектоскопии производят специалисты, выполняющие обследование. Чувствительность и разрешающая способность выбранного метода должна обеспечить надёжное выявление дефектов.

7.17.3 При обнаружении на корпусе оборудования выпучин, вмятин, гофр для каждого деформированного участка, в соответствии с ИТН-93, необходимо выполнить:

а) измерения для определения размеров участка и фактической величины прогиба;

б) осмотр наружной и внутренней поверхностей с дефектоскопией цветным методом зон повышенного напряжения;

в) измерения толщины металла в месте максимальной стрелы прогиба или на дефектной поверхности по квадратной сетке с размером квадрата, обеспечивающим надёжную оценку толщины, и на недеформированном участке металла шириной 100-150 мм по периметру для сравнения результатов;

г) измерение твёрдости металла с наружной и внутренней поверхности в зоне максимальной стрелы прогиба, а также на недеформированном участке металла шириной 100-150 мм по периметру для сравнения результатов;

д) проверку правильности геометрической формы корпуса с оценкой степени его овальности;

е) при необходимости, исследование микроструктуры металла неразрушающим методом путём снятия реплик (оттисков) на наружной и внутренней поверхности на дефектном и недеформированном участках для сравнения результатов;

ж) цветную или магнитопорошковую дефектоскопии участков, на которых обнаружены поверхностные дефекты;

з) ультразвуковой и радиационный контроль обнаруженных дефектов в металле;

и) при необходимости контрольную вырезку металла для исследования химического состава, физико-механических свойств и структуры металла.

7.17.4 Оценка качества сварных соединений и основного металла производится в соответствии с требованиями ПБ 10-115-96* и ОСТ 26-291-94.

7.18 При обследовании неразрушающими методами контроля используются следующие технические средства:

- эндоскопы;

- ультразвуковые толщиномеры;

- структурные анализаторы;

- магнитные ферритомеры;

- ультразвуковые дефектоскопы;

- магнитопорошковые дефектоскопы;

- рентгеновские аппараты;

- гамма-дефектоскопы;

- люминофоры;

- твердомеры;

- металлографические микроскопы;

- комплект аппаратуры с датчиком для АЭК;

- течеискатели.

7.19 Оборудование должно быть подвергнуто гидравлическому испытанию пробным давлением. Рекомендуется гидравлическое испытание проводить в сопровождении акустико-эмиссионного (АЭ) контроля с последующей идентификацией зарегистрированных дефектов методом дефектоскопии.

7.19.1 Выполнение работ по (АЭ)-контролю должно производиться по специальной методике, составленной специалистами, имеющими разрешение (лицензии) органов Госгортехнадзора на право контроля оборудования с применением метода АЭ-контроля или согласованной со специализированной организацией.

7.19.2 Гидравлическое испытание оборудования должно производиться пробным давлением

, определяемым по формуле

,

где

- рабочее давление оборудования, МПа (кгс/см

);

,

 - допускаемые напряжения для материала оборудования или его элементов соответственно при 20

°

С и рабочей температуре, МПа (кгс/см

).

7.19.2.1 Отношение

принимается по тому из использованных материалов элементов (обечайки, днища, фланцы, крепёж, патрубки), для которого оно является наименьшим.

7.19.2.2 Для гидравлического испытания должна использоваться вода с температурой не ниже плюс 5 °С и не выше плюс 10 °С.

Разность температур стенок оборудования и окружающего воздуха не должна вызывать выпадения влаги на поверхность стенок.

7.19.2.3 Давление должно повышаться плавно, с промежуточными остановками в течение 10-15 минут через каждые 25% пробного давления.

7.19.2.4 При промежуточных остановках проверяется по манометру отсутствие пропусков, только при положительных результатах проверки приступают к дальнейшему подъёму давления.

7.19.2.5 Длительность подъёма давления должны составлять:

- 0,1 МПа (1,0 кгс/см

) - 15-20 мин;

- от 0,1 МПа (1,0 кгс/см

) до 1,0 МПа (10 кгс/см

) - 60-90 мин;

- от 1,0 МПа (10 кгс/см

) до 5,0 МПа (50 кгс/см

) - 60-90 мин;

- от 5,0 МПа (50 кгс/см

) до

- 25-30 мин.

7.19.2.6 Под пробным давлением оборудование должно находиться 5 мин, после чего давление плавно, в течение 25-30 мин снижается до рабочего и производится осмотр оборудования.

7.19.2.7 Обстукивание оборудования под давлением запрещается.

7.19.2.8 При обнаружении пропусков давление в оборудовании должно быть полностью снято и устранена причина пропусков. Сброс давления производится так же плавно, как и подъём.

7.19.2.9 После устранения дефектов испытание проводится повторно. Устранение дефектов и подтяжка крепёжных соединений на оборудовании, находящегося под давлением, не допускается.

7.19.2.10 Величина допускаемого падения давления при гидравлическом испытании оборудования на герметичность определяется проектом с учетом специфических свойств среды (токсичность, взрывоопасность), а при отсутствии указаний в проекте должно приниматься, для оборудования, отремонтированного с помощью сварки, периодических технических освидетельствованиях, а также при разгерметизации не более 0,5% в час.

В том случае, когда потери давления превышают указанную норму, необходимо найти места утечек и устранить их.

Результаты испытаний на герметичность оформляются актом.

      8 КРИТЕРИИ ПРЕДЕЛЬНЫХ СОСТОЯНИЙ

8.1 В процессе выполнения работ по техническому диагностированию обследуемого объекта производят анализ обнаруженных дефектов. Отдельные локальные повреждения и дефекты, выявленные при диагностировании, могут превышать установленные нормы, являющиеся критериями предельных состояний.

8.2 Элементы оборудования, определяющие его прочность, должны отбраковываться:

а) если при толщинометрии выявится, что под действием коррозии и эрозии уменьшилась толщина металла стенки (обечаек, корпуса, днищ, крышек, заглушек, штуцеров) до значений, определённых расчетами по действующим методам или по паспорту, с учетом всех действующих нагрузок (внутреннего или наружного давления, весовых, ветровых, систематических, температурных) без учета прибавки на коррозию;

б) если расчетная толщина без учета прибавки на коррозию оказалась меньше величины, указанной ниже, то за отбраковочный размер принимается величина:

- для обечаек и днищ оборудования - 4 мм;

- для патрубков по таблице 1;

Таблица 1

Наружный диаметр, мм	25	57	108	219	377	426
Наименьшая допустимая толщина стенки, мм	1,5	2,0	2,5	3,0	3,5	4,0

в) если при ультразвуковом контроле сварных соединений количество дефектов при заданной длине шва превышает нормативное предельно допустимое значение, указанное в конструкторской документации на контролируемый объект в зависимости от его категории, при отсутствии таких норм руководствоваться нормами, указанными в ОСТ 26-2044-83 и другой нормативно-технической документации по контролю;

г) если твёрдость основного металла и сварных швов выходят за нормативные значения;

д) если остаточная (локальная) деформация корпуса, а также отклонения от прямолинейности и круглости (овальности) превышают допустимые значения;

е) если оборудование не выдержало испытания на прочность и герметичность.

8.3 С целью определения соответствия прочности основных элементов оборудования требованиям действующей нормативно-технической документации, определения влияния выявленных дефектов и длительной эксплуатации на напряженно-деформированное состояние оборудования проводят исследование его прочности.

Исследование прочности можно проводить расчетным, экспериментальным и расчетно-экспериментальным методами.

8.3.1 Проверочный расчет на прочность выполняют для обечаек оборудования, днищ, патрубков в соответствии с действующей нормативно-технической документацией (ГОСТ 14249, ГОСТ 24755, ГОСТ 24756*, ГОСТ 25215, ГОСТ 25221, ГОСТ 26202).

Расчет проводят с учетом всех действующих нагрузок (давление, температура, весовые, ветровые, сейсмические), расчетных режимов (рабочий, гидроиспытания), результатов толщинометрии, дефектоскопии и значений механических характеристик материала, полученных при диагностировании.

В случае, если результаты расчета показывают, что условия прочности для элементов оборудования не выполняются, выдаётся заключение о необходимом ремонте или снижении параметров.

8.4 Требования на дефектацию деталей и сборочных единиц общего назначения

8.4.1 Дефектация резьбовых деталей общего назначения:

а) на резьбе деталей (гайки, болты, шпильки и т.д.) не должно быть смятий, забоин, выкрашиваний;

б) резьбовые детали подлежат отбраковке в случае обнаружения:

- срыва более двух ниток резьбы;

- износа резьбы (более 20% длины резьбовой части);

- наличия остаточного удлинения (болтов, шпилек и т.д.) более 0,003 длины детали;

- деформации (погнутости) стержней болтов, шпилек более 0,25 мм на 150 мм длины детали;

- износа и смятий граней головок болтов и гаек более 0,05

(

- размер под ключ);

в) контроль резьбы проводится внешним осмотром, резьбовыми калибрами (пробками, кольцами), шагомером, средствами измерения линейных размеров (микрометром, штангенциркулем), обеспечивающими необходимую точность измерения.

8.4.2 Дефектация уплотнений и прокладок

Все неметаллические уплотнения и прокладки подлежат замене.

8.4.3 Дефектация пружин

а) на пружинах не допускаются деформация, трещины, надломы. Отклонения от перпендикулярности опорных торцев пружины относительно оси не должен превышать 3,0 мм на 100,0 мм длины пружины;

б) неравномерность шага витков пружины не должна превышать 20% от номинального шага.

8.4.4 Дефектация стопорных и пружинных шайб

а) стопорные шайбы не должны иметь трещин и надрывов в месте перегиба;

б) пружинные шайбы должны быть упругими, нормальный развод шайбы равен двойной её толщине, допустимый - полуторной.

8.4.5 Дефектация шпоночных соединений

а) шпоночные пазы и шпонки не должны иметь смятий, выкрашивания кромок;

б) посадка, предусмотренная в шпоночном соединении, должна быть по пазу вала с натягом 0,01-0,03 мм, по пазу натягиваемой детали с зазором 0,01-0,04 мм.

8.4.6 Дефектация подшипников качения

Порядок контроля подшипников должен быть следующим:

а) осмотр, проверка на шум и лёгкость вращения;

б) изменение радиального и осевого зазора.

При наружном осмотре подшипников выявляются:

- трещины или выкрашивание металла на кольцах и телах качения;

- цвета побежалости;

- выбоины и отпечатки (лунки) на беговых дорожках колец;

- глубокая коррозия, шелушение металла;

- чешуйчатые отслоения, раковины, глубокие риски и забоины на беговых дорожках колец и телах качения;

- неравномерный износ беговых дорожек;

- забоины, вмятины, разломы и трещины на сепараторе.

8.4.6.1 Подшипники качения, имеющие трещины, выкрашивание беговых дорожек колец свыше 20% рабочей поверхности, повреждение борта внутренних колец подлежат замене.

8.4.6.2 Проверку на лёгкость вращения производят, вращая наружное кольцо и удерживая внутреннее.

Наружное кольцо годного подшипника должно вращаться легко, без заметных местных притормаживаний и заеданий, останавливаться плавно, без рывков и стуков.

При вращении кольца должен быть слышен глухой шипящий звук. Резкий металлический или дребезжащий звук не допускается.

      9 ПОРЯДОК ПРОДЛЕНИЯ СРОКА ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕГАЗОСЕПАРАТОРОВ, ЭЛЕКТРОДЕГИДРАТОРОВ, ОТСТОЙНИКОВ, СОСУДОВ ЗАМЕРНЫХ УСТРОЙСТВ

9.1 После проведения работ по диагностированию приступают к выбору расчетной схемы оценки остаточного ресурса. При общей коррозии, основном подтверждающем факторе, предельным состоянием оборудования в соответствии с РД 26-10-87 является уменьшение толщины стенок его элементов до предельной (отбраковочной) толщины, ниже которой не обеспечивается необходимый запас его несущей способности.

Остаточный ресурс к - элемента оборудования может быть оценён по формуле:

(год),

где:

- фактическая минимальная толщина стенки элемента на момент диагностирования, мм;

- отбраковочная толщина стенки элемента, мм;

- скорость коррозии, мм/год.

Средняя скорость коррозии для элемента за весь период эксплуатации:

=(мм/год),

где:

- исполнительная толщина стенки элемента, мм;

- весь период эксплуатации оборудования

Средняя скорость коррозии для элемента на интервале времени между техническими освидетельствованиями

=(мм/год),

где:

- фактическая минимальная толщина стенки элемента в момент предыдущего диагностирования, мм;

- фактическая минимальная толщина стенки элемента в момент последующего диагностирования, мм;

- период времени между двумя следующими друг за другом техническими освидетельствованиями.

Полученные показатели средней скорости коррозии и данные владельца оборудования по скорости коррозии, накопленные в течение всего срока эксплуатации и определённые в соответствии с Инструкцией по определению скорости коррозии металла стенок корпусов сосудов и трубопроводов на предприятиях Миннефтехимпрома (ВНИИТИнефтехимоборудование, 1983 г.), сравниваются и за скорость коррозии

принимается максимальное значение величин.

9.2 Результаты обследования служат основанием для установления возможности дальнейшей эксплуатации нефтегазосепараторов, электродегидраторов, отстойников, сосудов замерных устройств свыше расчетного (или нормативного) срока службы.

9.3 В случае установления комиссией отклонений оборудования от паспортных технических характеристик и показателей предельного состояния, приведённого в картах обследования настоящей методики раздел 10, оборудование, подлежит выводу из эксплуатации.

9.4 Сборочные единицы и детали, подлежащие ремонту, должны быть восстановлены с проведением последующего контроля на соответствие техническим требованиям.

9.5 Срок продления эксплуатации оборудования сверх установленного срока службы определяется из соответствия техническим требованиям, исходя из структуры ремонтных циклов, длительности межремонтных периодов (система технического обслуживания и планово-предупредительного ремонта) с учетом нагрузки эксплуатируемого оборудования в действующей технологической схеме и характера последствий, которые могут возникнуть в связи с  неисправностью оборудования в результате износа отдельных сборочных единиц и деталей, и продлевается до следующей установленной даты очередного обследования.

Срок продления эксплуатации нефтегазосепараторов, электродегидраторов, отстойников, сосудов замерных устройств устанавливается утверждённым актом (приложение Д).

9.6 Акт о продлении срока службы нефтегазосепараторов, электродегидраторов, отстойников, сосудов замерных устройств в 3 экземплярах с установленным сроком дальнейшей эксплуатации согласовывается с региональным органом Госгортехнадзора России и утверждается главным инженером предприятия.

Один экземпляр акта о продлении срока службы с приложенными к нему документами по определению технического состояния хранится в организации, проводившей обследование.

Второй экземпляр акта о продлении срока службы с приложенными к нему актами комиссии, определяющими техническое состояние оборудования, передаётся владельцу оборудования.

Третий экземпляр акта о продлении срока службы прикладывается к техническому паспорту оборудования.

9.7 На основании акта в паспорте на оборудование делается отметка о продлении срока эксплуатации за подписью председателя комиссии, заверенной печатью структурной единицы, проводившей обследование оборудования.

9.8 Для оборудования с истекшим сроком службы рекомендуется сокращение циклов ремонтов и технического обслуживания, предусмотренных "Системой технического обслуживания и планово-предупредительного ремонта".

      10 КАРТА ОБСЛЕДОВАНИЯ ОБОРУДОВАНИЯ

Нефтегазосепараторы, электродегидраторы, отстойники, сосуды замерных устройств.

Составная часть (Сборочая единица)	Деталь	Критерий предельного состояния		Способ определе- ния предельного состояния
		Качественный	Количественный
1	2	3	4	5
1. Стенка корпуса	Лист	Коррозионный износ	Толщина расчетная	Инструментальный, толщинометрии
2. Стенка обечайки, днища	Лист	Коррозионный износ	Толщина минимальная - 4 мм	УЗК
3. Стенка патрубка	Труба с наружным диаметром; мм	Износ
	25		1,5
	57		2,0
	108		2,5
	219		3,0
	377		3,5
	426		4,0
		Вмятины	Глубиной более 10% и длиной более одного внутреннего диаметра, расположенные менее 50 мм одна от другой
4. Сосуд без внутренних устройств	Корпус длиной до 10 м	Отклонение от прямолиней- ности	Не более 2 мм на длине 1 м, но не более 20 мм на длине корпуса	Инструментальный
	Корпус длиной свыше 10 м		Не более 30 мм на длине корпуса
5. Сосуд с внутренними устройствами			Не более величины зазора между корпусом и внутренним устройством
6. Корпус сосуда	Корпус	Относительная овальность	Не должна превышать 1%
7. Стенки тарелок	Лист	Износ	Толщина не менее 50% от проектных
8. Колонный аппарат	Тарелка клапанная	Общий прогиб
а) внутренний диаметр до 3000 мм			Не более 3 мм
б) внутренний диаметр от 3000 до 4000 мм			Не более 4 мм
в) внутренний диаметр свыше 4000 мм			Не более 5 мм

ПРИЛОЖЕНИЕ А

(рекомендуемое)

Таблица - Перечень оборудования, подлежащего обследованию

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

(рекомендуемое)

 ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Приложение: 1. Перечень проанализированной документации.

2. Ведомость дефектов.

3. Акт результатов неразрушающего контроля (дефектоскопии).

4. Выписка из паспорта оборудования о ранее проведённых осмотрах.

5. База данных по техническим параметрам.

ПРИЛОЖЕНИЕ В

(рекомендуемое)

 ВЕДОМОСТЬ ДЕФЕКТОВ

_______________

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

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

2. Устранимые дефекты, допускающие эксплуатацию оборудования после выполнения ремонтных работ;

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

ПРИЛОЖЕНИЕ Г

(рекомендуемое)

 АКТ

результатов неразрушающего контроля

(дефектоскопии)

ПРИЛОЖЕНИЕ Д

(рекомендуемое)

 АКТ

определения годности к дальнейшей эксплуатации

Комиссия по обследованию оборудования с истекшим сроком службы, назначенная приказом N______от_____________________200   г., с целью определения пригодности оборудования к дальнейшей эксплуатации, произвела обследование технического состояния перечисленного ранее оборудования.

Обследование проводилось согласно "Методических указаний по проведению обследования нефтегазосепараторов, электродегидраторов, отстойников, сосудов замерных устройств с целью определения возможности дальнейшей эксплуатации" 0601.00.000 МУ, разработанных СПКТБ "Нефтегазмаш".

ПРИЛОЖЕНИЕ Е

 ВЕДОМОСТЬ

результатов анализа химического состава металла

_______________

* Место отбора проб может быть указано на отдельном эскизе или чертеже

ПРИЛОЖЕНИЕ Ж

(полное наименование предприятия)

 АКТ

о проверке технического состояния металлоконструкций оборудования

Результаты устранения дефектов

ПРИЛОЖЕНИЕ З

 Перечень ссылочных нормативных документов и использованной литературы