Магистральный полнопоточный насос с подачей 7000 м 3 /ч
advertisement
ЕВРАЗИЙСКИЙ СОВЕТ ПО СТАНДАРТИЗАЦИИ, МЕТРОЛОГИИ И СЕРТИФИКАЦИИ (ЕАСС) EURO-ASIAN COUNCIL FOR STANDARDIZATION, METROLOGY AND CERTIFICATION (EASC) МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ ГОСТ (проект RUS, первая редакция) Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов НАСОСЫ ЦЕНТРОБЕЖНЫЕ НЕФТЯНЫЕ Общие технические условия Настоящий проект стандарта не подлежит применению до его принятия ГОСТ (проект RUS, первая редакция) Предисловие Евразийский совет по стандартизации, метрологии и сертификации (ЕАСС) представляет собой региональное объединение национальных органов по стандартизации государств, входящих в Содружество Независимых Государств. В дальнейшем возможно вступление в ЕАСС национальных органов по стандартизации других государств. Цели, основные принципы и основной порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены ГОСТ 1.0-92 «Межгосударственная система стандартизации. Основные положения» и ГОСТ 1.2-2009 «Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Порядок разработки, принятия, применения, обновления и отмены» Сведения о стандарте 1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью «Научно- исследовательский институт транспорта нефти и нефтепродуктов» (ООО «НИИ ТНН») 2 ВНЕСЕН Подкомитетом ПК 7 «Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов» технического комитета по стандартизации МТК 523 «Техника и технология добычи и переработки нефти и газа» 3 ПРИНЯТ Евразийским советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол № ___ от _______________) За принятие проголосовали: Краткое наименование страны по МК (ИСО 3166) 004-97 Код страны по МК (ИСО 3166) 004-97 Сокращенное наименование национального органа по стандартизации 4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ Информация о введении в действие (прекращении действия) настоящего стандарта и изменений к нему на территории указанных выше государств публикуется в указателях национальных (государственных) стандартов, издаваемых в этих государствах. Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в указателе (каталоге) «Межгосударственные стандарты», а текст этих изменений – в информационных указателях «Межгосударственные стандарты». В случае пересмотра или отмены настоящего стандарта соответствующая информация будет опубликована в информационном указателе «Межгосударственные стандарты» II ГОСТ (проект RUS, первая редакция) Содержание 1 Область применения ...................................................................................................................1 2 Нормативные ссылки ..................................................................................................................1 3 Термины и определения .............................................................................................................4 4 Обозначения и сокращения ........................................................................................................5 5 Классификация ............................................................................................................................7 6 Технические требования ............................................................................................................8 6.1 Основные показатели или характеристики (свойства) ................................................8 6.2 Требования к сырью, материалам, покупным изделиям ...........................................18 6.3 Комплектность ...............................................................................................................53 6.4 Маркировка ....................................................................................................................54 6.5 Упаковка .........................................................................................................................55 7 Требования безопасности .........................................................................................................55 7.1 Общие требования .........................................................................................................55 7.2 Требования к электробезопасности .............................................................................56 7.3 Требования к термобезопасности ................................................................................56 7.4 Требования к взрывопожаробезопасности .................................................................56 7.5 Характеристики опасных и вредных материалов ......................................................56 7.6 Требования к предотвращению опасности от воздействия шума и вибрации .........................................................................................................................57 7.7 Требования к предотвращению опасности вследствие нарушения эргономических принципов при проектировании и эксплуатации ..........................57 8 Требования охраны окружающей среды ................................................................................57 9 Правила приемки.......................................................................................................................57 10 Методы контроля ......................................................................................................................62 11 Транспортирование и хранение ...............................................................................................64 12 Указания по эксплуатации .......................................................................................................65 13 Гарантии изготовителя .............................................................................................................65 Приложение А (рекомендуемое) Базовые типоразмеры насосов ...............................................66 Библиография ...................................................................................................................................67 III МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов НАСОСЫ ЦЕНТРОБЕЖНЫЕ НЕФТЯНЫЕ Общие технические условия Оil and oil products trunk pipeline transportation Pumps for the trunk oil pipelines General specifications 1 Область применения 1.1 Настоящий стандарт распространяется на насосы центробежные, размещаемые на нефтеперекачивающих станциях магистральных нефтепроводов, предназначенных для перекачивания нефти в системах магистральных трубопроводов. 1.2 Настоящий стандарт предназначен для применения организациями стран, входящих в межгосударственный совет по стандартизации, метрологии и сертификации, осуществляющими проектирование, изготовление, приемку, транспортирование, хранение, эксплуатацию и утилизацию насосов, предназначенных для перекачивания нефти в системах магистральных трубопроводов. 2 Нормативные ссылки В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты: ГОСТ 9.014-78 Единая система защиты от коррозии и старения. Временная противокоррозионная защита изделий. Общие требования ГОСТ 9.401-91 Единая система защиты от коррозии и старения. Покрытия лакокрасочные. Общие требования и методы ускоренных испытаний на стойкость к воздействию климатических факторов ГОСТ 12.1.003-83 Система стандартов безопасности труда. Шум. Общие требования безопасности ГОСТ 12.1.012-2004 Система стандартов безопасности труда. Вибрационная безопасность. Общие требования ГОСТ 12.1.030-81 Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Защитное заземление, зануление 1 ГОСТ 12.2.003-91 Система стандартов безопасности труда. Оборудование безопасности труда. Оборудование производственное. Общие требования безопасности ГОСТ 12.2.049-80 Система стандартов производственное. Общие эргономические требования ГОСТ 12.4.125-83 Система стандартов безопасности труда. Средства коллективной защиты работающих от воздействия механических факторов. Классификация ГОСТ 15.309-98 Система разработки и постановки продукции на производство. Испытания и приемка выпускаемой продукции. Основные положения ГОСТ 27.003-90 Надежность в технике. Состав и общие правила задания требований по надежности ГОСТ 27.301-95 Надежность в технике. Расчет надежности. Основные положения ГОСТ 977-88 Отливки стальные. Общие технические условия ГОСТ 1497-84 (ИСО 6892-84) Металлы. Методы испытаний на растяжение ГОСТ 1778-70 Сталь. Металлографические методы определения неметаллических включений ГОСТ 4543-71 Прокат из легированной конструкционной стали. Технические условия ГОСТ 5639-82 Стали и сплавы. Методы выявления и определения величины зерна ГОСТ 6134-2007 (ИСО 9906:1999) Насосы динамические. Методы испытаний ГОСТ 9454-78 Металлы. Метод испытания на ударный изгиб при пониженных, комнатной и повышенных температурах ГОСТ 12344-2003 Стали легированные и высоколегированные. Методы определения углерода ГОСТ 12345-2001 (ИСО 671-82, ИСО 4935-89) Стали легированные и Стали легированные и высоколегированные. Методы определения серы ГОСТ 12346-78 (ИСО 439-82, ИСО 4829-1-86) высоколегированные. Методы определения кремния ГОСТ 12347-77 Стали легированные и высоколегированные. Методы определения фосфора ГОСТ 12348-78 (ИСО 629-82) Стали легированные и высоколегированные. Методы определения марганца ГОСТ 12349-83 Стали легированные и высоколегированные. Методы определения вольфрама ГОСТ 12350-78 Стали легированные и высоколегированные. Методы определения хрома 2 ГОСТ 12351-2003 (ИСО 4942:1988, ИСО 9647:1989) Стали легированные и высоколегированные. Методы определения ванадия ГОСТ 12352-81 Стали легированные и высоколегированные. Методы определения никеля ГОСТ 12354-81 Стали легированные и высоколегированные. Методы определения молибдена ГОСТ 12355-78 Стали легированные и высоколегированные. Методы определения меди ГОСТ 12356-81 Стали легированные и высоколегированные. Методы определения титана ГОСТ 12357-84 Стали легированные и высоколегированные. Методы определения алюминия ГОСТ 14192-96 Маркировка грузов ГОСТ 14254-96 (МЭК 529-89) Степени защиты, обеспечиваемые оболочками (код IP) ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды ГОСТ 18895-97 Сталь. Метод фотоэлектрического спектрального анализа ГОСТ 19200-80 Отливки из чугуна и стали. Термины и определения дефектов ГОСТ 23170-78 Упаковка для изделий машиностроения. Общие требования ГОСТ 24297-2013 Верификация закупленной продукции. Организация проведения и методы контроля ГОСТ 28338-89 (ИСО 6708-80) Соединения трубопроводов и арматура. Номинальные диаметры. Ряды ГОСТ 28473-90 Чугун, сталь, ферросплавы, хром, марганец металлические. Общие требования к методам анализа ГОСТ 30546.1-98 Общие требования к машинам, приборам и другим техническим изделиям и методы расчета их сложных конструкций в части сейсмостойкости ГОСТ 30852.0-2002 (МЭК 60079-0:1998) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 0. Общие требования ГОСТ 30852.5-2002 (МЭК 60079-4:1975) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 4. Метод определения температуры самовоспламенения ГОСТ 30852.9-2002 (МЭК 60079-10:1995) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 10. Классификация взрывоопасных зон 3 ГОСТ 30852.11-2002 (МЭК 60079-12:1978) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 12. Классификация смесей газов и паров с воздухом по безопасным экспериментальным максимальным зазорам и минимальным воспламеняющим токам ГОСТ 31839-2012 (EN 809:1998) Насосы и агрегаты насосные для перекачки жидкостей. Общие требования безопасности ГОСТ ИСО 1940-1-2007 Вибрация. Требования к качеству балансировки жестких роторов. Часть 1. Определение допустимого дисбаланса ГОСТ Р 12.4.026-2001 Система стандартов безопасности труда. Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная. Назначение и правила применения. Общие технические требования и характеристики. Методы испытаний ГОСТ Р 52079-2003 Трубы стальные сварные для магистральных газопроводов, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. Технические условия ГОСТ Р 52857.1-2007 Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность. Общие требования ГОСТ Р ИСО 24497-2-2009 Контроль неразрушающий. Метод магнитной памяти металла. Часть 2. Общие требования П р и м е ч а н и е – При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов на территории государства по соответствующему указателю стандартов, составленному по состоянию на 01 января текущего года, и по соответствующим информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) стандартом. 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 В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями: 3.1 допускаемый кавитационный запас: Критический кавитационный запас, увеличенный на 15 %. 3.2 коэффициент полезного действия насоса: Отношение полезной мощности насоса к мощности насоса. 3.3 критический кавитационный запас: Кавитационный запас, соответствующий 3 % падению напора на частной кавитационной характеристике насоса. 3.4 назначенный срок службы: Календарная продолжительность эксплуатации, при достижении которой механо-технологическое оборудование подлежит замене или техническому освидетельствованию. П р и м е ч а н и е – При достижении объектом назначенного срока службы, в зависимости от назначения объекта, особенности эксплуатации, технического состояния и других факторов объект может быть списан, направлен в средний или капитальный ремонт, или может быть принято решение о продлении его 4 эксплуатации. Дальнейшая эксплуатация такого объекта без проведения работ по продлению срока безопасной эксплуатации не допускается. 3.5 напор насоса: Энергия единицы массы жидкости, деленная на ускорение свободного падения g. 3.6 насос магистральный полнонапорный: Насос, конструкция которого не допускает последовательной работы с другими магистральными насосами, предназначенный для перекачивания нефти по магистральному нефтепроводу. 3.7 насос магистральный полнопоточный: Насос, допускающий последовательное соединение с магистральными насосами, количество которых ограничено предельным давлением насоса, предназначенный для перекачивания нефти по магистральному нефтепроводу. 3.8 насос подпорный вертикальный: Насос с вертикальным расположением оси вращения ротора, предназначенный для обеспечения бескавитационной работы установленного за ним по потоку магистральных полнонапорных или полнопоточных насосов. 3.9 насос подпорный горизонтальный: Насос с горизонтальным расположением оси вращения ротора, предназначенный для обеспечения бескавитационной работы установленного за ним по потоку магистральных полнонапорных или полнопоточных насосов. 3.10 номинальная частота вращения вала насоса: Частота вращения вала насоса, соответствующая номинальному режиму. 3.11 номинальный режим: Режим работы насоса, обеспечивающий установленные технические показатели. 3.12 переходной патрубок: Конфузорный или диффузорный патрубок, привариваемый между входным или напорным патрубком и трубной обвязкой насоса. 3.13 подача насоса: Объем жидкости, перекачиваемый насосом в единицу времени. 3.14 поле насоса: Рекомендуемая область применения насоса по подаче и напору, получаемая изменением частоты вращения или обточкой рабочего колеса по внешнему диаметру. 3.15 предельное давление насоса: Наибольшее давление на выходе из насоса, на которое рассчитана его конструкция. 3.16 рабочая характеристика насоса: Зона характеристики насоса, в пределах которой рекомендуется его эксплуатация. 4 Обозначения и сокращения В настоящем документе применены следующие обозначения и сокращения: ВИК – визуальный и измерительный контроль; 5 ВКС – виброизолирующая компенсирующая система; ЕСКД – Единая система конструкторской документации; ЗА – запорная арматура; ЗИП – запасные части, инструменты, принадлежности и материалы; КД – конструкторская документация; КИП и А – контрольно-измерительные приборы и автоматика; КПД – коэффициент полезного действия; МК – магнитопорошковый контроль; МНА – магистральный электронасосный агрегат; НД – нормативный документ; НК – неразрушающий контроль; НМПН – насос магистральный полнонапорный; НМПП – насос магистральный полнопоточный; НПВ – насос подпорный вертикальный; НПГ – насос подпорный горизонтальный; НПС – нефтеперекачивающая станция; ОТК – отдел технического контроля; ПВК – контроль проникающими веществами капиллярный; ПК – приварная катушка; ПМИ – программа и методика испытаний; ПП – приварной патрубок; ПЭП – пьезоэлектрический преобразователь; РК – радиографический контроль; СИ – средство измерений; СКЗ – среднее квадратичное значение; СОП – стандартный образец предприятия; ТО – техническое обслуживание; ТР – текущий ремонт; ТУ – технические условия; УЗК – ультразвуковой контроль; ЭД – электродвигатель; ЭШВ – электрошлаковая выплавка; DN – номинальный диаметр проходного сечения насоса; hдоп – допускаемый кавитационный запас; hкр – критический кавитационный запас; ns – коэффициент быстроходности. 6 5 Классификация 5.1 По выполняемым основным функциям центробежные насосы для отражать его магистрального трубопроводного транспорта нефти делятся на: - магистральные; - подпорные. 5.2 Магистральные насосы делятся на: - полнопоточные; - полнонапорные секционные одно- или двухкорпусные. 5.3 Подпорные насосы делятся на: - вертикальные; - горизонтальные. 5.4 Условное обозначение центробежного насоса должно принадлежность по выполняемым основным функциям. Схема условного обозначения центробежного насоса приведена на рисунке 1. Насос ХХХХХ ХХХХХ – ХХХХ – Х – ХХХХ – ХХ – ХХХХ / ХХХХ Климатическое исполнение и категория размещения насоса Исполнение насоса по сейсмостойкости Условный проход (номинальный размер) всасывающего / напорного патрубков насоса Порядковый номер модернизации насоса (указывается при модернизации) Напор насоса, м Подача насоса, м3/ч Тип насоса Рисунок 1 – Схема условного обозначения центробежного насоса Магистральные насосы обозначают аббревиатурами НМПП и НМПН1, НМПН2 (1 и 2 – указание на одно- или двухкорпусную конструкцию соответственно), подпорные насосы – НПГ и НПВ. Примеры 1 Магистральный полнопоточный насос с подачей 7000 м 3/ч, напором 210 м, условными проходами (номинальными размерами) всасывающего и напорного патрубков соответственно DN 600 и DN 600, в сейсмостойком исполнении С, климатическом исполнении УХЛ и с категорией размещения 4 по ГОСТ 15150: Насос НМПП 7000-210-600/600-С-УХЛ4 7 2 Подпорный вертикальный насос с подачей 1250 м3/ч, напором 60 м, с условными проходами (номинальными размерами) всасывающего и напорного патрубков соответственно DN 800 и DN 500, в сейсмостойком исполнении С, климатическом исполнении УХЛ и с категорией размещения 1 по ГОСТ 15150: Насос НПВ 1250-60-800/500-С-УХЛ1-1 6 Технические требования 6.1 Основные показатели или характеристики (свойства) 6.1.1 Насосы следует изготавливать в соответствии с требованиями настоящего стандарта и ТУ по КД. 6.1.2 В паспорте на центробежный насос производитель должен указывать значения следующих показателей для номинального режима: - подача Q, м3/ч; - напор Н, м; - частота вращения вала насоса п, об/мин; - КПД η, %; - допускаемый кавитационный запас Δhдоп, м. В паспорте на насос также должны быть приведены поля насоса с основной и сменными проточными частями, с указанием диаметров рабочих колес (в том числе максимально и минимально допустимых), предельного давления насоса, частоты вращения и момента инерции ротора насоса, массы насоса и основных его элементов, габаритные, установочные и присоединительные размеры. Допустимые отклонения данных показателей устанавливает производитель. Рекомендуемые типоразмеры насосов приведены в приложении А. 6.1.3 Минимальная подача рабочей характеристики насоса должна быть ниже подачи на номинальном режиме не менее чем на 30 %. 6.1.4 Подачу и напор насосов типа НМПП и НМПН в пределах поля насоса допускается регулировать изменением частоты вращения вала насоса. Рабочий диапазон изменения частоты вращения вала насоса должен составлять от 0,4 до 1,05 расчетной частоты вращения вала насоса. 6.1.5 Для изменения напора и подачи насосов типа НМПП, НМПН, НПВ и НПГ должна допускаться обточка рабочих колес по наружному диаметру, %, не более: - 20 – при ns от 15 до 120; - 15 – при ns от 120 до 200; - 10 – при ns от 200 до 300. Для обеспечения требуемого режима работы насоса путем изменения его напорной характеристики при более высоком значении КПД по сравнению с полученной при обточке 8 рабочих колес допускается применение сменной проточной части. Для регулирования напора и подачи НМПН допускается изменение числа работающих ступеней. Конструкция насоса должна предусмотривать сменные проточные части на подачи 0,3; 0,5; 0,7 и 1,25 от номинальной. Допускается применение сменных проточных частей на другие подачи от 0,3 до 1,25 от номинальной. Все сменные проточные части следует подвергать приемо-сдаточным испытаниям (на стенде) с определением напорной, энергетической и кавитационной характеристик. Указанные характеристики следует прилагать к паспорту насоса. 6.1.6 Насосы типа НМПП с подачей не менее 1250 м3/ч должны допускать последовательное соединение трех, а насосы типа НПВ и НПГ с напорами до 80 м – двух одновременно работающих насосов одного типоразмера. 6.1.7 Конструкция насосов должна допускать их работу в режиме кавитации, соответствующем величине Δhкр, в течение не менее 30 с. 6.1.8 Конструкция насосов должна предусматривать возможность их безаварийной работы при закрытой ЗА в течение не менее 3 мин. 6.1.9 Для улучшения кавитационных свойств магистральных и подпорных насосов допускается использование шнекоцентробежных или оседиагональных рабочих колес. 6.1.10 Конструкция насосов типа НМПП (с подачей более 1250 м3/ч) и насосов типа НПГ должна обеспечивать возможность замены ротора, подшипников и торцовых уплотнений без отсоединения от трубной обвязки. У насосов типа НМПП и НПГ с горизонтальным разъемом корпуса входной и напорный патрубки должны располагаться ниже плоскости разъема и выполняться под приварку. Конструкция насоса НМПП и НПГ должна иметь патрубок для слива нефти (дренажа) из нижней полости насоса. У двухкорпусных секционных насосов типа НМПН напорный и входной патрубки следует выполнять под приварку. У однокорпусных секционных насосов типа НМПН входной и напорный патрубки следует выполнять под фланцевое соединение. Насосы типа НПВ рекомендуется выполнять двухкорпусными. Внутренний корпус – вертикальный с поперечными разъемами, наружный (стакан) – с входным патрубком под приварку. Напорный патрубок НПВ должен иметь фланцевое соединение. 6.1.11 Неплоскостность фланцевых разъемов корпусов насосов должна составлять не более 0,05 мм, фланцевые разъемы и поверхности проточной части корпусов должны иметь шероховатость не более Ra 3,2, мкм. 9 6.1.12 Номинальные диаметры входного и напорного патрубков насосов, а также номинальные диаметры трубопроводов вспомогательных систем должны согласовываться с заказчиками и соответствовать ГОСТ 28338. Входной и напорный патрубки насосов должны обеспечивать возможность приварки ПК или ПП. Минимальная длина ПК: - для патрубков до DN 500 включительно – 250 мм; - для патрубков более DN 500 – 400 мм. Разделка кромок присоединительных концов патрубков под приварку – согласно требованиям заказчика. Сварные соединения присоединительных концов патрубков с ПК, ПП и трубной обвязкой должны быть равнопрочными основному металлу стыкуемых элементов. Конструкция ПК и ПП должна предусмотривать возможность обеспечения сварных соединений трубной обвязкой и патрубками насоса (соответственно). Присоединение трубопроводов вспомогательных систем к корпусу насоса следует выполнять на сварке или на фланцах, выполненных за одно целое с корпусом. Применение резьбовых (муфтовых) соединений не допускается. Схема разделки кромок ПК, ПП, ПШС приведены на рисунках 2 и 3. Рисунок 2, лист 1 – Варианты разделки кромок торцов детали с наружным диаметром, равным диаметру присоединяемой трубы 10 Тип 10 30° 30° Â à à Тип 9 В – высота фаски; С – ширина кольцевого притупления; S – толщина стенки; Sn – толщина стенки после цилиндрической или специальной проточки; Sтр – толщина трубы; Dтр – диаметр присоединяемой трубы; Dн – наружный диаметр детали; Dп – присоединительный диаметр детали; a – присоединительный размер детали Рисунок 2, лист 2 – Варианты разделки кромок торцов детали с наружным диаметром, равным диаметру присоединяемой трубы 11 Тип 11 Тип 13 Тип 12 a a S a S 30° Тип 16 Тип 15 Тип 14 a a S S a 30° 30°max 30°max 30°max 14°min Тип 17 Тип 18 a a 30° Рисунок 3, лист 1 – Варианты разделки кромок торцов детали с наружным диаметром большим, чем диаметр присоединяемой трубы 12 Тип 19 Тип 20 30° Â à à 30° а – присоединительный размер детали; В – высота фаски; С – ширина кольцевого притупления; S – толщина стенки; Sn – толщина стенки после цилиндрической или специальной проточки; So – остаточная толщина, за вычетом прибавки на увеличенный диаметр; Sтр – толщина трубы; Dтр – диаметр присоединяемой трубы; Dн – наружный диаметр детали; Dп – присоединительный диаметр детали Рисунок 3, лист 2 – Варианты разделки кромок торцов детали с наружным диаметром большим, чем диаметр присоединяемой трубы 6.1.13 Значения нагрузок на всасывающий и напорный патрубки насоса должны быть предметом взаимного рассмотрения и согласования мезду разработчиком и заказчиком. Предприятие-изготовитель (разработчик) в эксплуатационной документации на насос должно указывать подтвержденные расчетом на прочность максимально допустимые нагрузки (силы и моменты), действующие на всасывающий и напорный патрубки насоса по трем взаимно перпендикулярным осям (одна из осей – параллельна оси вала насоса, другая – оси патрубка), которые должна выдерживать конструкция насоса. 6.1.14 Конструкция насоса должна предусматривать возможность обеспечения его гидравлического испытания в составе НПС совместно с технологическими трубопроводами на прочность в течение не менее 24 ч пробным давлением воды, которым испытывается 13 насос в сборе на предприятии-изготовителе, и герметичность – при пробном давлении, равном предельному, в течение времени, необходимого для осмотра и подтверждения герметичности сварных швов и соединений, но не менее 12 ч. 6.1.15 Ротор насоса должен быть динамически отбалансирован в двух плоскостях. Класс точности балансировки – G 6,3 по ГОСТ ИСО 1940-1. 6.1.16 В качестве концевых уплотнений вала насоса следует применять одинарные торцовые уплотнения с дополнительным уплотнением со стороны атмосферы или двойные торцовые уплотнения, в том числе с затворной жидкостью. Для одинарных торцовых уплотнений с дополнительным уплотнением подводимую в камеру уплотнения нефть следует очищать от механических примесей с помощью фильтров, гидроциклонов или других устройств, обеспечивающих необходимую тонкость фильтрации. Торцовые уплотнения насосов должны быть рассчитаны на продолжительную работу при давлении в камере перед торцовым уплотнением, превышающем в 1,25 раза давление, создаваемое в ней работающим насосом с закрытой ЗА на напорной линии. Также торцовые уплотнения должны выдерживать пробное давление при гидравлических испытаниях в соответствии с 9.3.3.2. 6.1.17 Утечка перекачиваемой нефти или затворной жидкости через одно торцовое уплотнение не должна превышать: - 710-8 м3/с (0,25 л/ч) для насосов с предельным давлением не менее 7,5 МПа; - 8,310-8 м3/с (0,3 л/ч) для насосов с предельным давлением не менее 10 МПа. Конструкция насоса должна предусматривать герметичный сбор и отвод утечек через торцовые уплотнения в общий коллектор, а также исключение попадания этих утечек в масляные камеры подшипников. 6.1.18 Конструкция насосов должна предусмотривать возможность обеспечения доступа к подшипникам и торцовым уплотнениям для их обслуживания и замены без разборки корпуса насоса и без нарушения центровки ротора насоса относительно корпуса. 6.1.19 При использовании в подшипниках насосов перекачиваемой нефти в качестве смазывающей и охлаждающей жидкостей следует проводить предварительную очистку от механических примесей. Требования к очистке устанавливает производитель. 6.1.20 Требования к маслоустановке 6.1.20.1 При гидростатических применении подшипников в конструкции скольжения, их насосов типа смазка и НМПП охлаждение (НМПН) должны осуществляться с помощью внешней маслоустановки. 6.1.20.2 Маслоустановка может быть индивидуальной, рассчитанной на подачу масла к каждому НМПП (НМПН) или централизованной для всех НМПП (НМПН). 14 6.1.20.3 Климатическое исполнение, категория размещения и условия эксплуатации маслоустановки должны соответствовать климатическому исполнению и категории размещения НМПП (НМПН) по ГОСТ 15150. 6.1.20.4 Исполнение ЭД для привода масляного насоса должно быть взрывозащищенное 2EXdeIIАT3 или 2EXdeIIBT3 по ГОСТ 30852.0, степень защиты – IP55 по ГОСТ 14254. 6.1.20.5 Конструкция ротора должна допускать монтаж масляного насоса на конец вала (при необходимости). 6.1.20.6 Режим работы масляных насосов – непрерывный (с условием перехода на резервный при ТО, ТР по нормативной доработке). 6.1.20.7 Материалы, используемые для изготовления системы смазки, должны быть устойчивы к коррозии. 6.1.21 Конструкция насосов должна предусмотривать места для установки как переносных датчиков, так и датчиков стационарных систем контроля, в том числе датчиков измерения температуры и вибрации на подшипниковых опорах, датчиков автоматического контроля утечек через концевые уплотнения вала, датчика осевого смещения вала и датчика частоты вращения вала насоса при использовании насосных агрегатов с регулируемой частотой вращения. Датчики должны иметь соединение с кабельными линиями разъемного типа для обеспечения удобства монтажа и обслуживания. При использовании насоса в составе насосного агрегата с регулируемой частотой вращения используемый датчик частоты вращения вала насоса и конструкция места установки датчика должны обеспечивать дискретность измерения частоты вращения 1 об/мин для обеспечения требуемой точности регулирования давления нефти на выходе насоса. Расположение мест установки датчиков должно обеспечивать надежность и точность их работы, предусматривать возможность замены и ТО датчиков без демонтажа конструктивных элементов насоса. 6.1.22 Также конструкцией насоса для защиты кабельных линий оборудования КИП и А насосов от механических повреждений должны быть предусмотрены комплектные кабельные короба, монтируемые на заводе-изготовителе непосредственно вдоль поверхности корпуса насоса на предусмотренные для данных целей крепежные элементы. Расположение кабельных коробов должно обеспечивать удобство монтажа и обслуживания кабельных линий. Оборудование КИП и А, включая кабельные короба, кабельные линии (до клеммной коробки внешних подключений) и клеммную коробку для внешних подключений к системе автоматики должно монтироваться на заводе-изготовителе и поставляться в сборе с насосом. 15 6.1.23 Контроль вибрационного состояния насоса следует осуществлять по единому параметру – СКЗ виброскорости в рабочей полосе частот от 10 до 1000 Гц. Магистральные и подпорные насосы допускаются к эксплуатации при значении СКЗ виброскорости: - на подшипниковых опорах не более 4,5 мм/с на номинальном режиме, не более 7,1 мм/с для режимов рабочей характеристики насоса и не более 11,2 мм/с для остальных режимов; - на головках анкерных болтов (лапах корпуса) не более 1,8 мм/с для режимов рабочей характеристики насоса; - на головках анкерных болтов агрегатов (лапах корпуса), оснащенные ВКС, не более 0,7 от величины значения СКЗ виброскорости на подшипниковой опоре, при условии синхронности их колебаний (фазовые углы отличаются менее чем на 90°) для режимов рабочей характеристики насоса. 6.1.24 Насосы должны быть рассчитаны на работу при СКЗ виброскорости на корпусах подшипниковых опор не менее 18 мм/с в течение не менее 2 мин в режимах пуска и остановки насоса. 6.1.25 Первая критическая частота вращения вала насоса должна быть выше номинальной частоты вращения вала насоса не менее чем на 20 %. 6.1.26 Насосы должны быть предназначены для применения во взрывоопасных зонах класса 1 по ГОСТ 30852.9, в которых возможно образование взрывоопасных смесей категории IIА по ГОСТ 30852.11, группы Т3 по ГОСТ 30852.5. 6.1.27 Насос должен иметь наружное лакокрасочное покрытие, нанесенное в заводских условиях в соответствии с ГОСТ 9.401 и ГОСТ Р 12.4.026. В эксплуатационной документации на насос должен быть указан срок службы лакокрасочного покрытия (предполагаемая долговечность покрытия до его первого капитального ремонта), который должен составлять не менее 15 лет с учетом длительности транспортирования и хранения. Цветовая гамма лакокрасочных покрытий определяется в договоре (контракте). 6.1.28 Насосы должны быть предназначены для эксплуатации в климатических районах с категорией размещения по ГОСТ 15150 согласно данным таблицы 1. 16 Т а б л и ц а 1 – Климатическое исполнение и категория размещения насосов Тип насоса Климатическое исполнение и категория размещения НМПП ХЛ1; УХЛ4; У1; У2 НМПН ХЛ1; УХЛ4; У1; У2 НПГ ХЛ2; ХЛЗ; УХЛ4; У2; У3 НПВ ХЛ1; ХЛ2; У1; У2 6.1.29 Насосы в зависимости от сейсмичности района размещения, определяемой по MSK-64 [1], следует изготавливать в трех исполнениях: ˗ несейсмостойкое (С0) для районов с сейсмичностью до 6 баллов включительно; ˗ сейсмостойкое (С) для районов с сейсмичностью от 6 до 9 баллов включительно; ˗ повышенной сейсмостойкости (ПС) для районов с сейсмичностью свыше 9 и до 10 баллов включительно. Насосы в исполнении С и ПС при воздействии до 9 баллов включительно должны сохранять прочность, герметичность и работоспособность во время и после сейсмического воздействия. Насосы в исполнении ПС при воздействии от 9 до 10 баллов включительно должны сохранять прочность и герметичность. Обоснование исполнения насоса по сейсмостойкости следует проводить расчетными методами в соответствии с ГОСТ 30546.1. Для насосов типа МНПП (МНПН), эксплуатирующихся в районах с сейсмичностью более 6 баллов по шкале MSK-64 [1], допустимое отклонение от первоначального положения по горизонтали должно быть не более 0,1º. Места установки уровнемера приведены на схеме. Для насосов типа НПВ и НПГ, допустимое отклонение от первоначального положения по горизонтали и вертикали должно быть не более 0,1º. Места установки уровнемера приведены на схеме. Результаты оперативного осмотра записываются в журнал осмотра оборудования при периодическом контроле и после сейсмического воздействия. Периодичность проведения оперативного осмотра и контроля отклонений оборудования от вертикали и горизонтали должна быть не реже одного раза в месяц. 6.1.30 Показатели надежности насосов следует выбирать и устанавливать согласно ГОСТ 27.003 согласно данным таблицы 2. 17 Т а б л и ц а 2 – Показатели надежности насосов Наименование показателя Наработка на отказ, ч, не менее: - насоса; - подшипников; - торцовых уплотнений; - ротор насоса Назначенный срок службы насоса, лет, не менее Норма 40 000 25 000 16 500 12 000 401) 1) Указан срок для насоса, для которого назначенный срок службы не указан в паспорте заводаизготовителя, при наличии в паспорте назначенного срока службы принимается срок, указанный заводомизготовителем. Максимальная продолжительность назначенного срока службы с учетом продлеваемых сроков безопасной эксплуатации – не более 50 лет. 6.2 Требования к сырью, материалам, покупным изделиям 6.2.1 Выбор сырья, материалов и покупных изделий для изготовления деталей насоса должен осуществляться исходя из условий обеспечения их безопасной эксплуатации в составе насоса, выполнения ими своих функций с требуемой эффективностью, надежностью и долговечностью, установленными в технической документации на насос. 6.2.2 Методы и объем контроля литых деталей и критерии отбраковки 6.2.2.1 Общие требования к подготовке работ по контролю Процедуры контроля должны быть предусмотрены в КД и технологической документации как один из этапов технологического процесса изготовления литых деталей. Заводом-изготовителем должен быть разработан документ «План технологического контроля качества изготовления» с учетом требований технологических схем контроля, приведенных на рисунках 4 или 5, и согласован с заказчиком. 18 Рисунок 4 – Технологическая схема контроля литой детали насоса на заводе со сторонним литейным производством 19 Рисунок 5 – Технологическая схема контроля литой детали насоса на заводе с собственным литейным производством 20 6.2.2.2 Методы контроля При изготовлении деталей методом литья должна применяться система контроля качества (верификация, пооперационный и приемочный контроли), обеспечивающая выполнение работ в соответствии с требованиями плана контроля на производстве и включающая разрушающий и неразрушающий методы. Разрушающие методы контроля включают в себя: ˗ проведение химического анализа; ˗ контроль механических свойств; ˗ металлографические исследования; ˗ подтверждение соответствия качества изготовления литых деталей на контрольных отливках. К НК относят следующие методы: ˗ ВИК; ˗ ПВК; ˗ МК; ˗ УЗК; ˗ РК. П р и м е ч а н и е – МК допускается использовать вместо ПВК для контроля литых деталей при наличии соответствующей аппаратуры у службы НК. При изготовлении детали должна быть обеспечена и документально подтверждена реализация всех требований настоящего стандарта в части требований к объему контроля отдельных деталей. 6.2.2.3 Верификация отливок На заводе-изготовителе насосов со сторонним литейным производством верификации должна подвергаться каждая поступающая на завод отливка по инструкции, разработанной в соответствии с требованиями ГОСТ 24297. Процесс верификации должен включать в себя подтверждение сертификационных данных. Сертификационные данные подтверждаются проведением комплекса испытаний, включающих в себя: а) контроль химического состава стали отливок; б) контроль механических свойств материала; ˗ испытание на растяжение; ˗ определение ударной вязкости; ˗ определение твердости металла; в) металлографические исследования: ˗ контроль неметаллических включений; 21 ˗ оценка балла зерна. Инструкция по верификации отливок должна быть разработана и утверждена заводом-изготовителем. В конструкции отливок, изготавливаемых на сторонних литейных производствах, должны быть предусмотрены дополнительные приливные бруски, предназначенные для верификации механических свойств и химического состава металла отливок на заводеизготовителе насосов. Размеры и количество приливных брусков должны обеспечивать возможность проведения испытаний основной и повторной партий образцов. Отделение приливного пробного бруска от отливки осуществляется механическим способом после окончательной термической обработки отливки непосредственно перед проведением исследования материала. Допускается образцы для проведения контроля механических свойств и химического состава основных и повторных испытаний на заводе-изготовителе насосов получать путем вырезки из тела отливки – представителя плавки. Вырезка образцов из приливных брусков должна осуществляться механическим способом на заводе-изготовителе насосов непосредственно перед проведением контроля. Допускается отделение приливного бруска от тела отливки огневым способом при условии изготовления образца на расстоянии не менее 50 мм от линии реза. Пробные приливные бруски для определения механических свойств должны проходить термическую обработку вместе с отливками данной партии. Приливной пробный брусок должен отрезаться от тела отливки после проведения термообработки непосредственно перед изготовлением образцов для испытаний. Пробы маркируются номером плавки ударным способом. Отбор проб для проведения механических испытаний и анализа химического состава производят в присутствии работников ОТК изготовителя. Подтверждением является клеймо ОТК на пробах ударным способом. Проверка соответствия показателей стали должна производиться от каждой партии отливок. Партия должна состоять из отливок одной плавки. Для отливок ЭШВ партию заготовок составляют заготовки общим количеством до 20 шт., выплавленные на одинаковом режиме, в кристаллизаторе одного типоразмера из расходуемых электродов одной плавки с использованием флюса и раскислителя одной марки и прошедшие термообработку в одной садке. 6.2.2.4 Контроль химического состава стали отливок Контроль химического состава проводят по ГОСТ 12344, ГОСТ 12345, ГОСТ 12346, ГОСТ 12347, ГОСТ 12348, ГОСТ 12349, ГОСТ 12350, ГОСТ 12351, ГОСТ 12357, 22 ГОСТ 12352, ГОСТ 12356, ГОСТ 12354, ГОСТ 12355, ГОСТ 28473, ГОСТ 18895 или другими методами, обеспечивающими точность определения, предусмотренную в НД на соответствующие марки материала. Допускается для определения химического состава стали использовать стружку, взятую от приливных пробных брусков или от отливок. Химический состав стали отливок должен соответствовать требованиям НД на соответствующие марки стали. 6.2.2.5 Контроль механических свойств отливок В качестве образцов для определения механических свойств материала, мест исправления дефектов методом заварки, зоны линии сплавления и зоны термического влияния должны использоваться заготовки из той же марки стали, что и материал отливки. Литые корпусные детали насосов и литые рабочие колеса следует изготавливать из сталей, обеспечивающих механические свойства отливок по ГОСТ 977. Механические свойства мест ремонта отливок определяются при проведении производственной аттестации технологии ремонта методом заварки. Испытание на растяжение проводят по ГОСТ 1497 на цилиндрических образцах диаметром 10 мм с расчетной длиной 50 мм. Допускается проводить испытания на образцах диаметром 5 мм с расчетной длиной 25 мм. Испытания проводят на двух образцах. Определение ударной вязкости проводят на образцах типа 11 по ГОСТ 9454. Испытания проводят на трех образцах. За результат испытаний ударной вязкости принимают минимальное значение. Допускается снижение результатов испытаний для одного образца на 10 % ниже нормативного требования, если средний арифметический результат отвечает нормативным требованиям. Если в результате испытания образец не разрушился полностью, то показатель качества материала считается неустановленным. В этом случае в протоколе испытания указывают, что образец при максимальной энергии удара маятника не был разрушен. Результаты испытаний не учитывают при изломе образцов по дефектам металлургического производства. При получении неудовлетворительных результатов испытаний, хотя бы по одному из показателей механических свойств, по нему проводят повторное испытание на удвоенном количестве образцов, вырезанных из приливных пробных брусков той же партии и плавки. 23 При получении неудовлетворительных результатов повторных испытаний отливки данной партии совместно с приливными пробными брусками подвергают повторной термической обработке и испытаниям. Количество допустимых полных термических обработок отливок (нормализация или закалка) должно быть не более трех. 6.2.2.6 Металлографические исследования Оценка загрязненности неметаллическими включениями проводится по ГОСТ 1778 методом Ш4 контрольным испытанием. Загрязненность неметаллическими включениями (оксиды, сульфиды, силикаты) не должна превышать 3,5 балла. Оценка размера зерна проводится по ГОСТ 5639. Размер зерна должен быть не крупнее номера 5. 6.2.2.7 Подтверждение соответствия качества изготовления литых деталей на контрольных отливках Подтверждение соответствия качества изготовления литых деталей всех групп из всех марок сталей должна производиться: ˗ при запуске в производство новых отливок; ˗ при изменении технологического процесса изготовления отливок; ˗ при комиссионных проверках действующего технологического процесса изготовления отливок по требованию заказчика, но не реже одного раза в год; ˗ при периодических контрольных проверках технологического процесса изготовления отливок – один раз в три года, при условии отсутствия замечаний при комиссионных проверках в течение трех лет и претензий со стороны заказчика или эксплуатирующей организации. Контрольные отливки должны быть подвергнуты разрезке по тепловым узлам и участкам, недоступным для проведения НК, механической обработке и ВИК мест разрезки. Подтверждение соответствия качества изготовления литых деталей допускается только после получения заключения о результатах проверки методами НК контрольных отливок на отсутствие дефектов. При наличии дефектов, превышающих установленные в 0.2.10 нормы, должна производиться доработка технологического процесса литья и повторное изготовление контрольных отливок. Количество контрольных отливок – не менее 2 шт. 6.2.2.8 Неразрушающий контроль НК выполняется в соответствии с технологической картой контроля. Технологические карты контроля должны быть согласованы с заказчиком. В технологической карте контроля должны быть указаны: 24 ˗ контролируемые параметры; ˗ положение, размеры контролируемых зон, толщина металла в зонах контроля (в соответствии с КД на деталь); ˗ зоны с указанием максимально допустимой глубины ремонтных выборок; ˗ последовательность и средства контроля; ˗ порядок настройки аппаратуры; ˗ схема выполнения измерений контролируемых параметров и нормы оценки результатов контроля. Для подготовки технологических карт контроля в службу НК должна быть передана документация на контролируемое изделие, содержащая эскизы контролируемой детали с указанием: ˗ наименования и чертежного номера детали; ˗ контролируемых размеров и допусков до и после механической обработки; ˗ массы детали; ˗ марки стали; ˗ зон, подвергаемых механической обработке, с указанием припусков на механическую обработку (для отливок, не прошедших механическую обработку), зон удаления литейных прибылей; ˗ параметров контролируемых зон (размеры, толщина металла, положение на детали, шероховатость поверхности) для каждого метода контроля; ˗ зон, недоступных для проведения НК; ˗ зон механически необрабатываемой поверхности, на которых допускается наличие металлизированного пригара не более 20 % от площади зоны; ˗ допустимый размер несплошностей на окончательно обработанных уплотнительных поверхностях. НК литых деталей должен проводиться в последовательности, указанной в 6.2.2.9. НК производится после проведения термической обработки. При контроле кромок патрубков, фасок и кромок под приварку указываются координаты дефектов на контролируемой части детали. 6.2.2.9 Порядок выполнения работ по контролю литых деталей Порядок проведения работ при контроле литых деталей приведен в таблицах 3 – 6. 25 Т а б л и ц а 3 – Порядок контроля качества корпуса с собственным литейным производством Этап контроля Этап 1 Этап 2 Этап 3 Этап 4 Наименование операции Проведение химического анализа Определение механических свойств Проведение визуального осмотра отливки ОТК Выполнение ВИК всех доступных поверхностей Выполнение МК (ПВК) следующих участков: ˗ радиусных переходов корпуса, от корпуса к фланцу; ˗ мест срезки (фрезеровки) литейных прибылей; ˗ кромки под приварку; ˗ внутренние поверхности магистральных патрубков; ˗ фланца; ˗ поверхности, при визуальном осмотре которых оценка результатов контроля вызывает сомнения Выполнение УЗК следующих участков: ˗ кромки под приварку; ˗ радиусного перехода к фланцу; ˗ места срезки (фрезеровки) литейных прибылей; ˗ фланца Выполнение РК следующих участков: ˗ кромок под приварку; ˗ места срезки (фрезеровки) литейных прибылей; ˗ радиусные переходы от корпуса к фланцу Контроль мест заварки дефектов методами ВИК, ПВК или МК, УЗК и/или РК Т а б л и ц а 4 – Порядок контроля качества корпуса со сторонним литейным производством Этап контроля Этап 1 Этап 2 Этап 3 Этап 4 Наименование операции Входной контроль отливок, периодические испытания механических свойств и проведение анализа химического состава Выполнение ВИК всех доступных поверхностей Выполнение МК (ПВК) следующих участков: ˗ радиусные переходы корпуса, от корпуса к фланцу; ˗ места срезки (фрезеровки) литейных прибылей; ˗ кромки под приварку; ˗ внутренние поверхности магистральных патрубков корпуса; ˗ фланца; ˗ поверхности, при визуальном осмотре которых оценка результатов контроля вызывает сомнения Выполнение УЗК следующих участков: ˗ кромок под приварку; ˗ радиусного перехода к фланцу; ˗ места срезки (фрезеровки) литейных прибылей; ˗ фланца Выполнение РК следующих участков: ˗ кромок под приварку; ˗ места срезки (фрезеровки) литейных прибылей; ˗ радиусного перехода к фланцу Контроль мест заварки дефектов методами ВИК, ПВК или МК, УЗК и/или РК 26 Т а б л и ц а 5 – Порядок контроля качества крышки с собственным литейным производством Этап контроля Наименование операции Этап 1 Проведение химического анализа Этап 2 Определение механических свойств Выполнение ВИК всех доступных поверхностей Этап 3 Этап 4 Выполнение МК (ПВК) следующих участков: ˗ кромок под приварку; ˗ радиусного перехода к фланцу; ˗ фланца; ˗ места срезки (фрезеровки) литейных прибылей; ˗ поверхности, при визуальном осмотре которых возникают сомнения Выполнение УЗК следующих участков: ˗ кромок под приварку; ˗ радиусного перехода от крышки к фланцу; ˗ фланца; ˗ места срезки (фрезеровки) литейных прибылей Выполнение РК следующих участков: ˗ кромок под приварку; ˗ радиусного перехода к фланцу; ˗ места срезки (фрезеровки) литейных прибылей Контроль мест заварки дефектов методами ВИК, ПВК или МК, УЗК и/или РК Т а б л и ц а 6 – Порядок контроля качества крышки со сторонним литейным производством Этап контроля Этап 1 Наименование операции Входной контроль отливок, периодические испытания механических свойств и проведение анализа химического состава Выполнение ВИК всех доступных поверхностей Выполнение МК (ПВК) следующих участков: ˗ кромок под приварку; ˗ радиусного перехода к фланцу; ˗ фланца; ˗ места срезки (фрезеровки) литейных прибылей; ˗ поверхности, визуальный осмотр которых вызывает сомнения Этап 2 Выполнение УЗК следующих участков: ˗ кромок под приварку; ˗ радиусного перехода к фланцу; ˗ фланца; ˗ места срезки (фрезеровки) литейных прибылей Выполнение РК следующих участков: ˗ кромок под приварку; ˗ радиусного перехода к фланцу; ˗ места срезки (фрезеровки) литейных прибылей Этап 3 Контроль мест заварки дефектов методами ВИК, ПВК или МК, УЗК и/или РК 27 6.2.2.10 Объем работ при выполнении ВИК ВИК литых деталей выполняют с целью: ˗ подтверждения соответствия качества их изготовления и подготовки требованиям конструкторской и технологической документации; ˗ обнаружения поверхностных (выходящих на поверхность) и сквозных дефектов литых деталей и определения их расположения, размеров и ориентации по поверхности; ˗ при контроле качества исправления дефектных участков литых деталей с целью подтверждения полноты удаления дефекта, проверки соответствия формы и размеров выборки дефектного участка и качества заварки выборок (если выборка подлежит заварке). ВИК подвергаются все доступные поверхности каждой литой детали, в т. ч. внутренние до и после механической обработки, а также после ремонта по результатам НК. Зона ВИК приведена на рисунке 6. Рисунок 6 – Зона ВИК (100 %) При выполнении ВИК контролируются следующие параметры и отсутствие/наличие на поверхности литой детали дефектов: ˗ трещин; 28 ˗ металлизированного пригара; ˗ песчаных и шлаковых включений; ˗ складчатости, коробления и плен; ˗ несглаженных (препятствующих проведению контроля) насечек от зубил; ˗ раковин/пор; ˗ несплавлений и подрезов в зонах наплавок; ˗ габаритные и присоединительные размеры (диаметр проходного сечения, строительная длина, овальность, отклонение толщины стенки по торцам патрубков); ˗ параллельность фланцев. Контроль размеров и массы отливки проводится с использованием универсального измерительного инструмента и весоизмерительного оборудования. Размеры и масса отливок должны соответствовать КД, а поверхность – эталону ее качества. Шероховатость подготовленных под визуальный контроль поверхностей не должна превышать Rz 80 (Ra 12,5). Шероховатость поверхностей отливки для проведения ПВК, МК и УЗК должна быть не более Rz 40 (Ra 6,3). Оценка качества механически необрабатываемых поверхностей отливок должна выполняться по эталонам качества поверхности. Утверждение и паспортизация эталонов должны осуществляться начальником ОТК и главным металлургом завода-изготовителя (при необходимости для утверждения эталонов может привлекаться головная материаловедческая организация). Глубина залегания раковин на оценочном участке размером 100×100 мм механически необрабатываемой поверхности устанавливается контрольной зачисткой места расположения раковины или скопления раковин. Число мест замера глубины раковин на отливке не должно превышать трех. Критерии отбраковки по результатам визуального и измерительного контроля Поверхности литой детали контролируются до и после механической обработки, а также после ремонта. На поверхности отливки не допускаются: ˗ металлизированный пригар; ˗ песчаные и шлаковые включения; ˗ плены, складчатость, коробление; ˗ трещины; ˗ несглаженные (препятствующие проведению контроля) насечки от зубил; 29 ˗ несплавления и подрезы в зонах наплавок; ˗ неслитины, спаи и слоистость. При анализе допустимости несплошностей не учитываются раковины с глубиной и диаметром, не превышающим 2 мм. Критерии допустимости несплошностей на механически необрабатываемых и обрабатываемых поверхностях приведены в таблицах 7 – 9. Дефекты, не соответствующие критериям допустимости, подлежат ремонту. Деталь бракуется и исправлению не подлежит при наличии: ˗ сквозных дефектов; ˗ недопустимых дефектов, расположенных в местах, не позволяющих произвести ремонт. Т а б л и ц а 7 – Критерии оценки необрабатываемых поверхностях Тип несплошностей, Расположение выходящих на несплошности поверхность Поры, раковины Внутренние поверхности допустимости несплошностей на механически Критерии оценки допустимости Отдельные дефекты: d ≤ 2 мм, l ≥ 10 мм, не более 3 шт. на оценочном участке площадью более 100 см2. Скопления: d ≤ 1 мм, площадью менее 50 мм2; одно скопление на оценочном участке площадью более 400 см2 Поры, раковины, Внешние сглаженные насечки поверхности от зубил Отдельные дефекты: d ≤ 4 мм, h ≤ 0,15S, не более 3 шт. на оценочном участке площадью более 100 см2 Металлизированный Внутренние пригар поверхности Расположение и размеры допустимых дефектных зон указаны в КД Складчатость, коробление На любых Несплавления в зонах поверхностях ремонта Трещины На любых поверхностях Не допускаются Не допускаются П р и м е ч а н и е – d – диаметр дефекта (наибольший размер в плане), мм; l – расстояние между дефектами, мм; h – высота дефекта, мм. Рекомендуемые размеры оценочных участков: 100 см2 – 100х100 мм; 400 см2 – 200х200 мм. 30 Т а б л и ц а 8 – Критерии оценки допустимости необрабатываемых поверхностях деталей ЭШВ Толщина S Максимально контролируемых допустимый размер элементов отливки, мм несплошности, мм несплошностей на механически Максимально допустимое количество несплошностей на оценочном прямоугольном участке поверхности площадью 40 см2 со стороной не более 150 мм S ≤ 25 1,0 3 25 <S≤ 50 1,5 4 50 <S≤ 100 1,5 5 100 <S≤ 300 S ≥ 300 2,0 2,0 6 7 П р и м е ч а н и е – Несплошности размером до 0,5 мм не учитываются при анализе их количества на оценочном участке. Т а б л и ц а 9 – Критерии оценки обрабатываемых поверхностях Тип несплошностей, выходящих на поверхность Поры, раковины, песчаные и шлаковые включения, плены, насечки от зубил Поры, раковины Складчатость, коробление Трещины Несплавления, подрезы Расположение несплошности допустимости несплошностей на механически Критерии оценки допустимости Внутренние, уплотняющие поверхности h ≤ 2/3 припуска на механическую обработку На внешней поверхности При номинальном диаметре от DN 300 до DN 500 (включительно): d ≤ 5 мм, h ≤ 0,15S, расстояние между дефектами более двух диаметров наибольшего дефекта, количество не превышает 18 шт. При DN более 500: d ≤ 7 мм, h ≤ 0,15S, расстояние между дефектами более двух диаметров наибольшего дефекта, количество не превышает 25 шт. На любых Не допускаются поверхностях На любых Не допускаются поверхностях На поверхностях Не допускаются наплавок П р и м е ч а н и е – d – диаметр дефекта, мм (наибольший размер в плане); h – высота дефекта, мм. При измерительном контроле выполняется измерение конструктивных параметров детали после механической обработки. Отклонение толщин стенок деталей не должно превышать предельных значений, установленных в ТУ завода-изготовителя. Критерии оценки дефектов наплавки приведены в таблице 10. 31 Т а б л и ц а 10 – Критерии оценки допустимости дефектов наплавки по результатам ВИК, ПВК и МК Наименование дефекта Трещины; несплавления, подрезы, незаваренные кратеры; пористость наружной поверхности Одиночные раковины/поры, шлаковые включения Чешуйчатость шва Критерии оценки допустимости Не допускаются 5 < S ≤ 8, d ≤ 0,4; N100 ≤2 8 < S ≤ 10, d ≤ 0,4; N100 ≤3 8 < S ≤ 10, d ≤ 0,4; N100 ≤3 10 < S ≤ 15, d ≤ 0,6; N100 ≤3 15 < S ≤ 20, d ≤ 0,8; N100 ≤4 20 < S ≤ 40, d ≤ 1,0; N100 ≤4 40 < S ≤ 100, d ≤ 1,2; N100 ≤5 100 < S ≤ 200, d ≤ 1,5; N100 ≤5 200 < S, d ≤ 1,5; N100 ≤6 h ≤ 1 мм П р и м е ч а н и е – S – толщина детали в соответствии с КД, мм; d – диаметр несплошости, мм; N100 – максимально допустимое количество несплошностей на 100 мм сварного шва наплавки. 6.2.2.11 Объем работ при выполнении капиллярного и магнитопорошкового контроля ПВК (капиллярный метод) литых деталей проводится с целью обнаружения выходящих на поверхность и сквозных несплошностей, определения их расположения, протяженности и ориентации по поверхности. МК предназначен для обнаружения выходящих на поверхность и подповерхностных несплошностей, определения их расположения, протяженности и ориентации. Контроль отливок капиллярным и магнитопорошковым методами выполняют после термической и механической обработки детали и при производстве ремонтных работ. Контролю подвергают следующие зоны, указанные на рисунке 7: ˗ радиусные переходы корпуса, от корпуса и крышки к фланцам (зона A); ˗ места срезки (фрезеровки) литейных прибылей (зона B); ˗ кромки литых деталей под приварку (зона C); ˗ внутренние поверхности магистральных патрубков (зона D); ˗ поверхности, при визуальном осмотре которых оценка результатов контроля вызывает сомнения; ˗ фланец (зона E); ˗ поверхности выборок при проведении ремонта и наплавки после его окончания. Ширина контролируемого участка радиусных переходов должна составлять не менее 200 мм или 100 % от ширины радиусного перехода при конструктивной особенности литой детали (при условии, когда конструкцией не предусмотрен участок шириной 200 мм). 32 Ширина контроля внутренних поверхностей магистральных патрубков (зона D) равна расстоянию от кромки под приварку до пересечения с плоскостью торцевой поверхности фланца и должна составлять не менее 400 мм. Рисунок 7 – Зоны капиллярного и магнитопорошкового контроля При производстве ремонтных работ поверхность выборки под сварку и зона наплавки после ремонта с захватом основного металла шириной не менее 20 мм контролируется методом ПВК. Методом ПВК контролируются поверхности деталей и наплавок из любых материалов. Критерии отбраковки по результатам капиллярного и магнитопорошкового контроля По результатам ПВК и МК несплошности разделяют на: ˗ непротяженные (округлые); ˗ протяженные (удлиненные); ˗ цепочки и скопления. Признаком дефекта является наличие индикаторного рисунка, максимальный размер которого в любом направлении превышает 2 мм. Индикаторные следы, расстояния между краями которых меньше протяженности наименьшей из них, оцениваются как один дефект. Дефекты, не соответствующие критериям оценки допустимости несплошности, приведенным в таблице 11, подлежат ремонту. Места удаления литейных прибылей после 33 зачистки контролируются по нормам основного металла. На окончательно обработанных уплотнительных поверхностях не допускаются несплошности, индикаторные следы которых имеют размер более 1 мм, если на этот счет нет особых указаний в КД. Отливки не допускаются к исправлению и бракуются при обнаружении: ˗ ситовидных раковин; ˗ дефектов, находящихся в местах, не позволяющих произвести качественную заварку; ˗ сквозных дефектов. После ремонта поверхность наплавки контролируется методом ПВК. Контролю подвергается поверхность наплавки и зона основного металла шириной до 20 мм, примыкающая к наплавке. Т а б л и ц а 11 – Критерии оценки допустимости несплошностей по результатам ПВК и МК Тип индикаторного следа Толщина стенки S, мм Размер допустимой индикации Непротяженный (округлый): поры/раковины, включения, складчатость, плены, незаваренные кратеры S < 15 S > 15 d < 0,3S d < 5 мм Трещины Цепочка S < 20 20 ≤ S < 60 S ≥ 60 Любая Любая Скопление Любая L < 0,1S + 1 мм L < 3 мм L < 5 мм Не допускаются L < 150 мм Не более 9 индикаторных следов в прямоугольнике площадью 40 см2 (при максимальной протяженности скопления менее 15 см) Протяженный: несплавления, подрезы П р и м е ч а н и е – S – толщина стенки в зоне контроля; L – протяженность индикаторного следа; d – диаметр округлого индикаторного следа. 6.2.2.12 Объем работ при выполнении УЗК УЗК подвергают зоны литых деталей, указанных на рисунке 8: ˗ радиусные переходы от корпуса и крышки к фланцам (зона А); ˗ места срезки (фрезеровки) литейных прибылей (зона B); ˗ фланец (зона С); ˗ кромки под приварку (зона D). 34 Рисунок 8 – Зоны УЗК Контроль кромок под сварку производится до окончательной разделки кромок по внешней или внутренней поверхности. Ширина зоны контроля кромок должна быть не менее 40 мм и в общем случае составлять (L + 20) мм, где L – ширина кромки. Ширина зоны контроля приведена на рисунке 9. Рисунок 9 – Ширина зоны контроля Места срезки (фрезеровки) литейных прибылей подвергаются контролю в объеме 100 %: ˗ для толщины более 100 мм – на глубину расчетной толщины стенки, но не менее 100 мм; ˗ для толщины менее 100 мм – на всю глубину. Контроль радиусного перехода от корпуса и крышки к фланцам (зона А) осуществляется с поверхности фланца (зона С). 35 Глубина контроля участка радиусных переходов от корпуса и крышки к фланцам должна быть не менее (S + 30) мм, где S – толщина отливки перед зоной радиусного перехода со стороны начала контроля. При контроле наплавок наплавленную зону контролируют по возможности с обеих сторон. Настройку параметров контроля следует выполнить на СОП с угловыми и цилиндрическими плоскодонными отражателями. Критерии отбраковки по результатам ультразвукового контроля При проведении УЗК литых деталей возможно обнаружение трещин, раковин, рыхлот, неметаллических и шлаковых включений и других несплошностей. Несплошности разделяют на следующие типы: ˗ непротяженные; ˗ протяженные; ˗ цепочки и скопления. Критерии классификации несплошностей по протяженности в металле толщиной не более 30 мм приведены в таблице 12. Непротяженными несплошности в металле толщиной более 30 мм считают несплошности, условная длина которых не превышает эффективной ширины ультразвукового луча на заданной глубине. Остальные несплошности считаются непротяженными. Т а б л и ц а 12 – Критерии классификации несплошностей по протяженности в металле толщиной не более 30 мм Толщина стенки контролируемого соединения, мм Условная протяженность одиночного непротяженного дефекта, мм 4,0 S 6,0 5 6,0 S 9,0 7 9,0 S 12,0 10 12,0 S 15,0 12 15,0 <S 30,0 15 Оценка несплошностей при УЗК кромок патрубков под приварку производится по критериям, приведенным в таблице 13. Оценка остальных зон литой детали – по критериям, приведенным в таблице 14. Места удаления литейных прибылей после зачистки контролируются по нормам основного металла. 36 Т а б л и ц а 13 – Критерии допустимости одиночных несплошностей при УЗК кромок из углеродистых и низколегированных сталей перлитного класса Номинальная толщина S стенки кромки, мм Эквивалентная площадь отверстия с плоским дном для настройки уровня фиксации S0, мм2 Эквивалентная площадь отверстия с плоским дном для настройки браковочного уровня S1, мм2 Допустимое количество несплошностей на любые 100 мм длины кромки, шт. 5,5 < S ≤ 7 2,0 4,0 3 7 < S ≤ 10 2,0 4,0 4 10 < S ≤ 18 2,5 5,0 4 18 < S ≤ 30 3,5 7,0 5 30 < S ≤ 50 5,0 10,0 5 50 < S ≤ 80 7,5 15,0 6 80 < S ≤ 120 10,0 20,0 7 120 < S ≤ 200 15,0 30,0 8 200 < S ≤ 300 25,0 50,0 9 Т а б л и ц а 14 – Критерии оценки допустимости несплошностей литых деталей по результатам УЗК Толщина S стенки отливки, мм Эквивалентная площадь отверстия с плоским дном для настройки уровня фиксации S0, мм2 Эквивалентная площадь отверстия с плоским дном для настройки браковочного уровня S1, мм2 Допустимое количество несплошностей на оценочном участке 200х300мм, шт. Минимальное расстояние между несплошностями, мм S ≤ 50 10 20 12 15 50 < S ≤ 100 15 30 12 25 100 < S ≤ 300 20 40 12 25 S > 300 30 50 12 25 Оценка качества литых деталей по результатам УЗК производится по: ˗ амплитуде эхо-сигнала от несплошности; ˗ протяженности несплошностей и расстояниям между ними; ˗ количеству несплошностей на оценочном участке размерами 200х300 мм; ˗ ослаблению донного сигнала при контроле прямым ПЭП. 37 Несплошности, расстояния между которыми меньше протяженности наименьшей из них, оцениваются как одна несплошность. К несплошностям основного металла, не требующим исправления, относятся проецируемые на оценочный участок контролируемой поверхности размерами 200х300 мм одиночные непротяженные несплошности, параметры которых не превышают значений, указанных в таблице 14. На меньших размерах участка допустимое количество несплошностей должно быть снижено пропорционально отношению площадей данного и оценочного участков. Качество кромок под сварку (см. таблицу 13) считается неудовлетворительным, если выполняется хотя бы одно из следующих условий: - амплитуда эхо-сигнала от дефекта превышает браковочный уровень; - обнаружена протяженная несплошность; - количество несплошностей превышает допустимое количество на оценочном участке; - несплошность вызывает ослабление донного сигнала при контроле прямым ПЭП до уровня фиксации и ниже. Несплошность металла отливки является недопустимой, если выполняется хотя бы одно из следующих условий: - обнаружена протяженная несплошность; - эквивалентная площадь обнаруженной несплошности превышает наибольшее допустимое значение, указанное в таблицах 12 – 14; - количество несплошностей на оценочном участке 200×300 мм превышает значения, указанные в таблице 14; - расстояние между несплошностями меньше минимального расстояния, указанного в таблице 14; - при контроле прямым ПЭП несплошность ослабляет донный сигнал до уровня фиксации и нижестояние между несплошностями меньше минимального расстояния, указанного в таблице 14; - при контроле прямым ПЭП несплошность ослабляет донный сигнал до уровня фиксации и ниже. Деталь бракуется и не подлежит ремонту при обнаружении: - недопустимых несплошностей, расположенных в местах, не позволяющих произвести ремонт; - сквозных дефектов. 38 6.2.2.13 Объем работ при выполнении РК РК подвергают зоны литых деталей, указанные на рисунке 10: ˗ места фрезеровки литейных прибылей (см. рисунок 10, зона А при технической возможности); ˗ радиусные переходы от корпуса и крышки к фланцам (при технической возможности); ˗ кромки под сварку (см. рисунок 10, зона В). Рисунок 10 – Зоны РК Ширина зоны контроля кромок – не менее 40 мм. Ширина контролируемого участка радиусных переходов от фланцев к основному металлу должна быть не менее 100 мм или 100 % от ширины радиусного перехода при конструктивной особенности литой детали (при условии, когда конструкцией не предусмотрен участок шириной 100 мм). При выполнении ремонта наплавкой, зоны, подлежащие заварке, после разделки дефектных мест, контролируются методом РК, если зона контролепригодна. Критерии отбраковки по результатам радиографического контроля При оценке качества отливок по результатам РК учитываются несплошности размером: ˗ более 1 мм – для отливок с толщиной стенки до 50 мм включительно; ˗ более 2 % от толщины стенки отливки – для отливок с толщиной стенки свыше 50 мм. При расшифровке радиографических снимков не учитываются и допускаются без исправления поверхностные неровности, связанные с исправлением дефектов или зачисткой поверхности. 39 Критерии допустимости дефектов по результатам РК кромок под приварку патрубков и качества основного металла литых деталей приведены в таблицах 15 и 16. Места удаления литейных прибылей после зачистки контролируются по нормам основного металла. Скопление газовых раковин или песчаных и шлаковых включений, элементы которых имеют размеры меньше приведенных в таблицах 15 и 16, принимается за единичную несплошность. Т а б л и ц а 15 – Критерии допустимости дефектов кромок под сварку по результатам РК Толщина S стенки отливки, мм S ≤ 12,5 12,5 < S ≤ 25,0 25,0 < S ≤ 50,0 50,0 < S ≤ 100 Тип несплошности Максимально Максимально Минимально допустимое допустимый допустимое количество размер расстояние между несплошностей несплошности, несплошностями, на 100 мм длины мм мм кромки, шт. Газовая раковина, песчаное и шлаковое включения 2,0 Усадочная рыхлота 0,2 S + 2,5 1 Газовая раковина, песчаное и шлаковое включения 2,5 3 Усадочная рыхлота 0,2 S + 2,5 1 Газовая раковина, песчаное и шлаковое включения 3,0 3 Усадочная рыхлота 0,2 S + 2,5 1 Газовая раковина, песчаное и шлаковое включения 4,0 5 Усадочная рыхлота 0,1 S +2,5 3 15 15 15 25 1 П р и м е ч а н и е – S – толщина стенки отливки в месте расположения дефекта. 40 Т а б л и ц а 16 – Критерии допустимости дефектов основного металла по результатам РК Толщина S стенки отливки, мм S ≤ 25 Тип несплошности Газовая раковина, песчаное и шлаковое включения 130×180 Усадочная рыхлота - 0,2 S + 5 1 130×180 5 6 Газовая раковина, песчаное и шлаковое 25 < S ≤ включения 50 Усадочная рыхлота Газовая раковина, песчаное и шлаковое 50 < S ≤ включения 100 Усадочная рыхлота Газовая раковина, песчаное и шлаковое 100 < S ≤ включения 300 S > 300 Размеры Максимально Максимально Минимально оценочного допустимый допустимое допустимое участка размер количество расстояние между отливки, несплошности, несплошностей, несплошностями, мм мм шт. мм 4 6 15 15 - 0,2 S + 5 1 130×180 6 8 25 - 0,2 S + 5 1 180×280 6 10 25 Усадочная рыхлота - 0,1 S + 5 1 Газовая раковина, песчаное и шлаковое включения 180×280 0,25 S 10 Усадочная рыхлота - 25 0,1 S + 15, но не более 55 1 П р и м е ч а н и е – S – толщина стенки отливки в месте расположения дефекта. Скопление газовых раковин или песчаных и шлаковых включений, элементы которых имеют размеры меньше приведенных в таблицах 15 и 16, принимается за единичную несплошность. 41 При обнаружении на оценочном участке несплошностей типа газовых раковин, песчаных и шлаковых включений, без исправления допускаются несплошности одного из этих типов, если их показатели не превышают норм, указанных в таблицах 15 и 16. При этом количество несплошностей другого типа должно быть вдвое меньше норм, приведенных в таблицах. Если размеры поверхности контролируемого участка отливки меньше указанных в таблице 16 размеров оценочных участков, то количество несплошностей, допускаемых без исправления, должно быть уменьшено по отношению к приведенному в таблице значению пропорционально отношению площадей данного и оценочного участка с размерами, приведенными в таблице для соответствующей толщины стенки отливки. Если на отдельных участках отливки, где ранее при УЗК были обнаружены дефекты и при последующем РК выявлены дефекты, выходящие за пределы радиографического участка, то РК следует подвергать участки отливок, на которых продолжаются обнаруженные дефекты, до тех пор пока дефекты не будут выявлены полностью. Трещины любого характера, обнаруженные в отливке при контроле, подлежат удалению с последующим исправлением заваркой. Деталь бракуется и не подлежит ремонту при обнаружении недопустимых несплошностей: ˗ расположенных в местах, не позволяющих произвести ремонт; ˗ сквозных дефектов. 6.2.2.14 Оформление результатов контроля Результаты НК выдаются в виде заключений и фиксируются в журналах. В заключении должно быть указано: ˗ метод контроля; ˗ номер заключения, дата его выдачи; ˗ наименование организаций заказчика и подрядчика; ˗ наименование лаборатории НК, выполняющей контроль; ˗ номер свидетельства об аттестации лаборатории НК; ˗ наименование контролируемой детали, ее децимальный и серийный номера; ˗ наименование контролируемой зоны детали (фаска, кромка с разделкой под сварку, фланец, галтельный переход, внутренняя и внешняя поверхность и др.) и толщина детали; ˗ шифр (номер) технологической карты контроля; ˗ краткие характеристики оборудования НК; ˗ вид (тип) выявленного дефекта и его параметры; 42 ˗ заключение о годности детали: «годен», «не годен» с пояснением «ремонт» или «брак», при отсутствии несплошностей делается запись «дефектов не обнаружено» – «ДНО»; ˗ сведения о количестве ремонтов и результатах контроля после ремонта дефектных участков; ˗ координаты и размеры необследованных зон; ˗ должности, номера удостоверений по НК, фамилии и инициалы лиц, выполняющих контроль. П р и м е ч а н и е – Радиографические снимки и заключения, подтверждающие выполнение ремонта детали, хранятся вместе со снимками и заключениями, на основании которых деталь направлялась в ремонт. При проведении повторного контроля после ремонта необходимо указать номер заключения, на основании которого выполнен ремонт детали. Заключения на контроль, выполненный после ремонта, должны иметь номер типа NNN-Р, где NNN – номер заключения, на основании которого выполнялся ремонт, Р – обозначение заключения, выполненного после ремонта. Дефекты в заключении описываются последовательно в порядке возрастания координаты дефекта (номера контролируемой зоны). Каждый дефект должен быть отмечен в заключении отдельно и иметь подробное описание с указанием: ˗ условного обозначения дефекта; ˗ координаты дефекта для зон контроля типа кромок и фланцев; ˗ номера зоны контроля и номера дефекта для зон контроля типа внутренней поверхности патрубков, корпуса и крышки; ˗ длины дефекта или суммарной длины (протяженности) цепочки и скопления пор или включений в миллиметрах (с указанием преобладающего размера дефекта в группе); ˗ глубины залегания дефектов в миллиметрах (только для УЗК); ˗ высоты в процентах от % толщины стенки детали (только для РК); ˗ дополнительной информации, в зависимости от особенностей применяемого метода НК. В примечании необходимо указывать недопустимые дефекты, суммарное количество несплошностей на оценочном участке. К заключению может быть приложен эскиз контролируемой детали с указанием расположения выявленных дефектов, радиографические снимки, дефектограммы контролируемых участков методами НК. Сведения в журнал регистрации заключений заносятся дефектоскопистом, выполнившим контроль. Правильность оформления контролирует ответственный за оформление документации. 43 В журнале приводят следующие сведения: ˗ наименование контролируемой детали, ее децимальный и серийный номера; ˗ наименование контролируемой зоны детали (фаска, кромка с разделкой под сварку, фланец, галтельный переход, внутренняя и внешняя поверхность и др.) и толщина детали; ˗ шифр (номер) технологической карты контроля; ˗ метод контроля; ˗ номер заключения и дата его выдачи; ˗ заключение о качестве детали («годен», «не годен» с расшифровкой «ремонт» или «брак»); ˗ подписи специалиста, выполнившего контроль, и начальника службы контроля качества; ˗ замечания контролирующих лиц по качеству выполняемого НК с указанием фамилии, должности и даты записи; ˗ дата и подпись лица, ответственного за устранение нарушений. Журнал должен иметь сквозную нумерацию страниц, должен быть прошнурован и скреплен подписью руководителя подразделения НК. Исправления должны быть подтверждены лицом, ответственным за оформление документации. Журнал контроля хранится в архиве подразделения, выполняющего НК, технологические карты контроля – в архиве отдела технической документации предприятияизготовителя, заключения передаются в службу, предъявляющую продукцию заказчику. Документация по НК (журналы, технологические карты НК и заключения) должна храниться на предприятии-изготовителе не менее десяти лет. Журнал и заключение могут быть дополнены другими сведениями в соответствии с системой, принятой на предприятии-изготовителе, проводящем НК. 6.2.3 Методы ремонта дефектов литых деталей Классификация и наименование дефектов определяется по результатам проведения НК литых деталей методами ВИК, ПВК, МК, УЗК, РК в соответствии с ГОСТ 19200. В зависимости от размеров и расположения выявленных дефектов назначаются методы ремонта. На отливках и их кромках под сварку места расположения дефектов, подлежащих исправлению, должны быть отмечены несмываемым маркером, обеспечивающим сохранность разметки до исправления дефекта. Исправление дефектов литых деталей, требующих проведения сварочных работ, в зоне предыдущей заварки не допускается. 44 Количество исправлений дефектов, не требующих проведения сварочных работ и термообработки, не нормируется. Максимально допустимые значения площадей единичной выборки в зависимости от размера отливки не должны превышать: ˗ 65 см2 – для номинальных диаметров от DN 300 до DN 500 (включительно); ˗ 140 см2 – для номинальных диаметров от DN 600 до DN 800 (включительно); ˗ 180 см2 – для номинальных диаметров от DN 1000 до DN 1200 (включительно). Суммарная площадь всех выборок при ремонте в зависимости от размера отливки не должна превышать: ˗ 650 см2 – для номинальных диаметров от DN 300 до DN 500 (включительно); ˗ 1500 см2 – для номинальных диаметров от DN 600 до DN 800 (включительно); ˗ 2000 см2 – для номинальных диаметров от DN 1000 до DN 1200 (включительно). Допустимая глубина выборки дефектов при ремонте отливки методом заварки должна определяться в зависимости от зон напряженно-деформированного состояния, которые указываются в КД. Допускаемый объем исправлений приведен в таблице 17. Т а б л и ц а 17 – Допускаемый объем исправлений Характеристики зоны напряженно-деформированного состояния Максимальная глубина выборки дефектов при выполнении ремонта методом заварки Номер зоны Отношение допускаемого напряжения к максимальному напряжению в «опасном» сечении стенки корпуса, проходящем через центр дефекта, А 1 От 1,0 до 1,1 Ремонт методом заварки не допускается 2 От 1,1 до 1,5 15 % от толщины стенки без учета припуска на механическую обработку 3 Св. 1,5 30 % от толщины стенки без учета припуска на механическую обработку Отношение допускаемого напряжения к максимальному напряжению в «опасном» сечении стенки корпуса, проходящем через центр дефекта, А определяется по формуле A 1,5[ ] 1,5[ ] , или A m и mL и (1) где [σ] – допускаемое напряжение, определяемое в соответствии с требованиями ГОСТ Р 52857.1, МПа; σm – общие мембранные напряжения, МПа; σmL – местные мембранные напряжения, МПа; 45 σи – общие изгибные напряжения, МПа. В зависимости от величины напряженно-деформированного состояния глубина выборки дефекта может находиться в диапазоне от 0 % до 30 % толщины стенки без учета припуска на механическую обработку. Исправление дефектов в отливках должно выполняться по инструкции, согласованной с заказчиком и отвечающей требованиям настоящего стандарта. Исправление дефектов на расстоянии 40 мм от конца патрубка под приварку к трубе, выявленных после чистовой механической обработки и после проведения гидравлических приемо-сдаточных испытаний, не допускается. Если на поверхности отливки после удаления дефектов размер каждого из углублений не превышает 5 % от толщины стенки плюс 1 мм, то производится зачистка кромок углублений с обеспечением плавного перехода к основной поверхности без последующего исправления их заваркой, если это допускается расчетом. При совмещении дефектов на наружной и внутренней поверхностях, суммарная глубина выборок не должна превышать 5 % от толщины стенки плюс 1 мм. Производится зачистка кромок углублений с обеспечением плавного перехода к основной поверхности без последующего исправления их заваркой. Участки, подлежащие заварке, после разделки дефектных мест должны подвергаться контролю методами ВИК и ПВК. Выборки дефектных мест, выявленные при РК и УЗК, должны подвергаться контролю тем методом, которым был выявлен дефект. Допускается замена УЗК на РК. Нормы оценки приведены в 6.2.2.12 и 6.2.2.13. Результаты контроля указываются в заключении. Места исправления дефектов заваркой должны подвергаться термической обработке. Режим термической обработки приводится в технологической карте на выполнение ремонта. Заварка выборок без последующей термической обработки исправленных отливок допускается при условии, если максимальная глубина выборок не превышает 20 % от толщины стенки при толщине стенки до 125 мм или 25 мм – при толщине стенки свыше 125 мм, а максимальная площадь выборки в плане составляет не более 100 см2. Наплавленный металл каждого прохода необходимо подвергать визуальному послойному контролю в присутствии представителя технического контроля или ответственного лица по заварке с отметкой контроля в журнале по заварке дефектов. Качество заварки контролируется визуально с наружной и внутренней сторон детали по окончании ремонта. Проверке подвергается каждая исправленная литая деталь. Недопустимые дефекты по результатам визуального контроля указаны в 6.2.2.10. 46 Заваренный участок детали и прилегающая зона на расстоянии не менее 20 мм от линии сплавления должны контролироваться методами ВИК, ПВК или МК, УЗК или РК. Нормы оценки приведены в 6.2.2.10 – 6.2.2.13. Результаты оценки указываются в заключении. Заваренные участки отливок на внутренней поверхности должны подвергаться УЗК или РК не ранее чем через 24 ч после окончания термической обработки. Результаты исправлений дефектов (вид дефекта, расположение, размеры, метод исправления и т. д.) должны фиксироваться в паспорте литой детали. Места заварки технологических сквозных отверстий, предусмотренных конструкцией изделия, подлежат НК в объеме 100 % следующими методами: ˗ ВИК; ˗ ПВК или МК; ˗ УЗК или РК. Критерии отбраковки принимаются для кромок под приварку в соответствии с требованиями настоящего стандарта. Места расположения технологических отверстий должны быть приведены в паспорте на насос. Классификация дефектов и методы ремонта литых деталей приведены в таблицах 18 – 21. 47 Т а б л и ц а 18 – Классификация дефектов и методы ремонта литых деталей, определяемые по результатам ВИК Наименование дефекта Газовые раковины Усадочная раковина Рыхлота Раковины песочные Раковины шлаковые Допустимые параметры дефекта, схематическое изображение дефекта На механически необрабатываемых поверхностях: а) внутренние рабочие поверхности: 1) отдельные дефекты: d ≤ 2 мм, l ≥ 10 мм, не более 3 шт. на оценочном участке площадью более 100 см2; 2) скопления: d ≤ 1 мм, площадью менее 50 мм2, одно скопление на оценочном участке площадью более 400 см2; б) внешние поверхности. 1) отдельные дефекты: d ≤ 4 мм, h ≤ 0,15S, не более 3 шт. на оценочном участке площадью более 100 см2; 2) скопления: d ≤ 2 мм, площадью менее 50 мм2, одно скопление на оценочном участке площадью более 400 см2. На механически обрабатываемых поверхностях: а) рабочие поверхности – h ≤ 2/3 припуска на механическую обработку; б) внешние поверхности: 1) от DN 100 до DN 400 (включительно): d ≤ 5 мм, h ≤ 0,15S, расстояние между дефектами более двух диаметров наибольшего дефекта, количество не превышает 18 шт.; 2) DN более 400 мм: d ≤ 7 мм, h ≤ 0,15S, расстояние между дефектами более двух диаметров наибольшего дефекта, количество не превышает 25 шт. Газовая раковина в теле отливки Усадочная раковина (рыхлота) Раковины шлаковые, песочные Раковина с выходом на поверхность Метод ремонта Заварка, зашлифовка Заварка, зашлифовка Заварка, зашлифовка Заварка, зашлифовка Заварка, зашлифовка 48 Наименование дефекта Допустимые параметры дефекта, схематическое изображение дефекта Не допускается Ситовидные раковины/поры Пригар Допускается наличие в местах, указанных в КД, и в зонах механически необрабатываемой поверхности (узкие спиральные каналы в корпусах насосов и другие подобные места) не более 20 % от указанной зоны Не допускаются Горячие трещины Холодные трещины Спаи и слоистость Несквозная трещина Сквозная трещина Метод ремонта Деталь ремонту не подлежит (бракуется) Обдирка Выборка, заварка, зашлифовка только несквозных трещин Выборка, заварка, зашлифовка только несквозных трещин Не допускаются Выборка, заварка, зашлифовка Не допускаются Неслитина Коробление Складчатость Выборка, заварка, зашлифовка Не допускаются Выборка, заварка, зашлифовка Выборка, заварка, зашлифовка П р и м е ч а н и е – В настоящей таблице использованы следующие обозначения: d – диаметр дефекта, мм; l – длина дефекта, мм; h – глубина дефекта, мм. 49 Т а б л и ц а 19 – Классификация дефектов и методы ремонта литых деталей, определяемые по результатам ПВК и МК Наименование дефекта Толщина стенки S, мм Поры/раковины, включения, складчатость, плены, раковины Допустимые параметры дефекта Размер допустимой индикации Метод ремонта S < 15 d < 0,3S S > 15 d < 5 мм Несплавления, подрезы S < 20 20 ≤ S < 60 S ≥ 60 Поры/раковины, включения, раковины Любая L < 0,1S + 1 мм L < 3 мм L < 5 мм Не более девяти индикаторных следов в прямоугольнике площадью 40 см2 (при максимальной протяженности скопления менее 15 см) Выборка, заварка, зашлифовка Выборка, заварка, зашлифовка Выборка, заварка, зашлифовка Т а б л и ц а 20 – Классификация дефектов и методы ремонта литых деталей, определяемые по результатам УЗК Несплошность (определяемая при УЗК кромок под приварку) Наименование дефекта Метод ремонта Допустимые параметры дефекта Номинальная толщина стенки S кромки под приварку, мм Эквивалентная площадь отверстия с плоским дном для настройки уровня фиксации S0, мм2 5,5 < S ≤ 7 7 < S ≤ 10 10 < S ≤ 18 18 < S ≤ 30 30 < S ≤ 50 50 < S ≤ 80 80 < S ≤ 120 120 < S ≤ 200 200 < S ≤ 300 2,0 2,0 2,5 3,5 5,0 7,5 10,0 15,0 25,0 Эквивалентная площадь отверстия с плоским дном для настройки браковочного уровня S1, мм2 4,0 4,0 5,0 7,0 10,0 15,0 20,0 30,0 50,0 Допустимое количество несплошностей на любые 100 мм длины кромки под приварку, шт. 3 4 4 5 5 6 7 8 9 Минимальное расстояние между несплошностями, мм – – – – – – – – – Выборка, заварка, зашлифовка 50 Окончание таблицы 20 Несплошность (определяемая при УЗК отливки) Наименование дефекта Метод ремонта Допустимые параметры дефекта S ≤ 50 50 < S ≤ 100 100 < S ≤ 300 10 15 20 Эквивалентная площадь отверстия с плоским дном для настройки браковочного уровня S1, мм2 20 30 40 S > 300 30 50 Толщина Эквивалентная площадь стенки отливки S отверстия с плоским в месте дном для настройки контроля, мм уровня фиксации S0, мм2 Допустимое количество несплошностей на оценочном участке 200 х 300 мм, шт. Минимальное расстояние между несплошностями, мм 12 12 12 15 25 25 12 25 Выборка, заварка, зашлифовка Т а б л и ц а 21 – Классификация дефектов и методы ремонта литых деталей, определяемые по результатам РК Наименование дефекта Несплошность (газовая раковина, песчаное и шлаковое включения) кромок под приварку Несплошность (усадочные рыхлоты) кромок под приварку Метод ремонта Допустимые параметры дефекта Толщина S стенки отливки в месте контроля, мм Максимально допустимый размер несплошности, мм S ≤ 12,5 12,5 < S ≤ 25,0 25 < S ≤ 50 50 < S ≤ 100 2,0 2,5 3,0 4,0 Максимально допустимое количество несплошностей на 100 мм длины кромки, шт. 3 3 3 5 S ≤ 50,0 0,2 S + 2,5 50,0 < S ≤ 100 0,2 S + 2,5 Максимально допустимое количество несплошностей, шт. Минимально допустимое расстояние между несплошностями, мм – – – – 15 15 15 25 1 – 15 1 – 25 Выборка, заварка, зашлифовка, кроме магистральных патрубков Выборка, заварка, зашлифовка, кроме магистральных патрубков 51 Окончание таблицы 21 Наименование дефекта Несплошность (газовая раковина, песчаное и шлаковое включения), определяемая в отливке Несплошность (усадочные рыхлоты), определяемая в отливке Метод ремонта Допустимые параметры дефекта Толщина S стенки отливки, мм Размеры оценочного участка отливки, мм Максимально допустимый размер несплошности, мм Максимально допустимое количество несплошностей, шт. Минимально допустимое расстояние между несплошностями, мм S ≤ 25 130×180 4 6 15 25 < S ≤ 50 130×180 5 6 15 50 < S ≤ 100 130×180 6 8 25 100 < S ≤ 300 180×280 6 10 25 S > 300 180×280 0,25 S 10 25 S ≤ 100 130×180 0,2 S + 5 мм 1 15 S >100 180×280 0,1 S, но не более 55 1 25 Выборка, заварка, зашлифовка Выборка, заварка, зашлифовка 52 6.2.4 Материалы деталей насоса для каждого климатического исполнения и категории размещения по ГОСТ 15150 следует выбирать с учетом нижнего предела рабочего значения температуры воздуха при эксплуатации, транспортировании и хранении насоса. 6.2.5 Вал насоса следует изготавливать из легированных сталей, обеспечивающих механические свойства согласно ГОСТ 4543. 6.2.6 Трущиеся пары торцовых уплотнений следует изготавливать из композиционных материалов, не допускающих искрообразования. 6.2.7 Крепежные детали должны обеспечивать требуемую прочность и герметичность фланцевых и прочих соединений. 6.2.8 Материалы основных деталей насоса должны быть указаны в эксплуатационной документации. 6.2.9 Прокладки фланцевых и торцовых разъемов насосов следует изготавливать из материалов, стойких к нефти и работоспособных во всем интервале рабочих температур перекачиваемой среды и окружающего воздуха. 6.3 Комплектность 6.3.1 Комплектность поставки устанавливает и утверждает производитель насосов. 6.3.2 Комплект поставки должен включать: - детали и узлы насосов; - составляющие элементы и специнструмент, необходимые для монтажа и эксплуатации насоса; - сопроводительную и эксплуатационную документацию (сборочный чертеж насоса, чертежи на торцовые уплотнения и ротор в сборе (с деталировочными чертежами); расчет на прочность; руководство по эксплуатации; инструкции по монтажу, пуску, регулированию и обкатке; паспорт с учетом требований настоящего стандарта; ведомость комплекта ЗИП; эксплуатационную документацию на комплектующее оборудование в объеме поставки предприятия-изготовителя; свидетельство о консервации; акт проведения гидроиспытаний на прочность и герметичность; акт проведения контрольной сборки или контрольной проверки размеров; упаковочный лист и комплектовочную ведомость с полным перечнем упаковочных единиц; - сертификат или декларацию о соответствии. Объем ЗИП, включаемых в комплект поставки, должен быть установлен в договоре (контракте). 6.3.3 Для обеспечения бесперебойной работы в гарантийный период эксплуатации магистральный и подпорный насос должны быть укомплектованы ЗИП. 53 6.3.4 Комплект поставки насоса может быть изменен по согласованию с потребителем. 6.3.5 Форма записи требований к насосу в заказной спецификации: «Тип насоса___, подача___м3/ч; напор ___м, номер модернизации (если есть) __, исполнение по сейсмостойкости ___, климатическое исполнение и категория размещения ___ по ГОСТ 15150, наличие заводского антикоррозионного покрытия, предельное давление насоса ___ МПа, расположение входного и напорного патрубков насоса___, вид поставки, определенный комплектностью ___, присоединяемая трубная обвязка (наружный диаметр и толщина стенки) к входному и напорному патрубкам ___ класс прочности по ГОСТ ___, к вспомогательным системам ___ класс прочности по ГОСТ Р 52079». Условное обозначение согласно 5.4. Пример Магистральный полнопоточный насос с подачей 7000 м 3/ч, напором 210 м, в сейсмостойком исполнении С, климатическом исполнении УХЛ с категорией размещения 4 по ГОСТ 15150, с заводским антикоррозионным покрытием, предельным давлением 7,35 МПа, горизонтальным расположением входного и напорного патрубков, с включенными в комплект поставки (при необходимости) переходными кольцами и/или переходными патрубками, присоединяемая трубная обвязка к входному патрубку 630/10 мм, к напорному патрубку 630/10 мм, класс прочности К54 по ГОСТ Р 52079: Насос НМПП 7000-210-600/600-С-УХЛ4 6.4 Маркировка 6.4.1 Способ нанесения маркировки на корпусные и роторные детали должен обеспечивать ее сохранность в течение всего срока службы насоса. Место нанесения и оформление маркировки должны обеспечивать удобство ее прочтения. 6.4.2 Маркировка должна содержать: - товарный знак или наименование предприятия-изготовителя; - условное обозначение (марку насоса) в соответствии с 5.4; - порядковый заводской номер насоса; - массу насоса; - год выпуска насоса; - клеймо ОТК. 6.4.3 Запасные части и комплектующие детали насоса, поставляемые отдельно, должны иметь маркировку, содержащую: - товарный знак или наименование предприятия-изготовителя; - наименование и тип детали; - информацию о принадлежности (для какого насоса предназначается); - год выпуска; - клеймо ОТК. 54 6.4.4 Транспортная маркировка должна соответствовать ГОСТ 14192. 6.5 Упаковка 6.5.1 Насос, комплектующие и ЗИП подлежат консервации. 6.5.2 Консервация проточной части насоса должна обеспечивать проведение гидравлических испытаний в составе НПС совместно с технологическими трубопроводами, без дополнительной консервации проточной части насоса в пределах срока гарантийного хранения оборудования. 6.5.3 Все отверстия, патрубки, штуцеры должны быть закрыты заглушками для обеспечения защиты от повреждений и загрязнения. 6.5.4 Консервацию следует проводить по технологии предприятия-изготовителя с учетом требований настоящего стандарта, ГОСТ 9.014 и условий транспортирования и хранения. 6.5.5 При выборе средств временной противокоррозионной защиты насосы следует относить к группе II по ГОСТ 9.014. 6.5.6 Консервация и упаковка должны обеспечивать сохранность всех рабочих свойств насоса, комплектующих и ЗИП на протяжении всего установленного срока транспортирования любым видом транспорта (железнодорожным, автомобильным, воздушным, морским или речным) и хранения – не менее двух лет с момента отгрузки при условии соблюдения правил транспортирования и хранения. 6.5.7 Транспортная упаковка насоса должна обеспечивать возможность безопасной погрузки/выгрузки при перевозке. 6.5.8 Эксплуатационная и сопроводительная документации, прилагаемые к насосу, должны быть упакованы в герметичный пакет, гарантирующий сохранность документации при транспортировании и хранении. Пакет должен находиться в одной таре с насосом рядом с маркировкой груза или в таре с ЗИП. 7 Требования безопасности 7.1 Общие требования 7.1.1 Для насосов, перекачивающих нефть, устанавливаются следующие основные виды опасности: - электрическая опасность; - термическая опасность; - взрывопожароопасность; - опасность, обусловленная материалами (веществами); - опасность от воздействия шума и вибрации; 55 - опасность вследствие нарушения эргономических принципов при проектировании и эксплуатации. 7.1.2 Запрещается эксплуатация насосов без подключения оборудования КИП и А. 7.1.3 Ремонт и ТО насоса и его составных частей должны проводиться при отключенном электрооборудовании, а также закрытой ЗА на напорном и всасывающем трубопроводах насоса и трубопроводах вспомогательных систем. 7.1.4 Эксплуатационные документы на насос и их комплектующие должна быть разработана с учетом положений ТР ТС 010/2011 [2] и ТР ТС 012/2011 [3]. 7.2 Требования к электробезопасности Для предотвращения возникновения электрической опасности корпуса насосов должны быть заземлены в соответствии с ГОСТ 12.4.125 и ГОСТ 12.1.030. 7.3 Требования к термобезопасности 7.3.1 При эксплуатации насоса должна исключаться возможность ожога обслуживающего персонала. 7.3.2 В условиях эксплуатации максимально допустимая температура поверхностей насоса, с которыми возможен непреднамеренный контакт при ограниченной зоне доступа к ним, должна соответствовать требованиям ГОСТ 6134, ГОСТ 31839 и не превышать 68 С при ограниченном для персонала пространстве и 80 С при неограниченном для персонала пространстве. Поверхности насоса, нагревающиеся выше указанной температуры, должны иметь теплоизоляцию, ограждение или экран. 7.4 Требования к взрывопожаробезопасности Основные меры обеспечения безопасности: - применение специальных конструкций торцовых уплотнений и уплотнений подшипников, обеспечение радиального зазора не менее 0,8 мм, гарантирующего отсутствие задевания деталей ротора о статор, отсутствие в конструкциях торцовых уплотнений и подшипников алюминиевых, титановых и магниевых сплавов; - наличие жесткого ограждения муфты с достаточным радиальным зазором; - применение неискрящего инструмента. 7.5 Характеристики опасных и вредных материалов При применении в системе концевых уплотнений затворной жидкости она должна быть химически нейтральной по отношению к перекачиваемой жидкости и материалам насоса, нетоксичной и не образовывать взрывоопасной смеси с воздухом. 56 7.6 Требования к предотвращению опасности от воздействия шума и вибрации 7.6.1 При проектировании насосов должны быть предусмотрены конструктивные меры, обеспечивающие технически достижимые минимальные значения уровня шума и вибрации машин. 7.6.2 При эксплуатации должны быть обеспечены следующие мероприятия по защите персонала: - использование индивидуальной защиты органов слуха со встроенным переговорным устройством; - санитарные нормы вибрационной нагрузки на обслуживающий персонал должны соответствовать ГОСТ 12.1.012; - октавный уровень звукового давления в любой октавной полосе должен соответствовать ГОСТ 12.1.003. 7.7 Требования к предотвращению опасности вследствие нарушения эргономических принципов при проектировании и эксплуатации 7.7.1 При проектировании насосов общие эргономические требования должны соответствовать ГОСТ 12.2.049. 7.7.2 При эксплуатации насосов должны быть соблюдены требования безопасности в соответствии с ГОСТ 12.2.003. 8 Требования охраны окружающей среды 8.1 Насосы не должны негативно воздействовать на окружающую среду при транспортировании и дальнейшей эксплуатации. 8.2 Вышедшие из строя и отработавшие свой ресурс детали должны очищаться от остатков нефти и передаваться по договору в специализированные организации, имеющие лицензии на деятельность по обезвреживанию и размещению отходов. 9 Правила приемки 9.1 Виды испытаний (контроля), которым следует подвергать насосы и их элементы: - гидравлические (испытания полостей деталей насосов, вспомогательного оборудования, сварных и фланцевых соединений, работающих под давлением на прочность и герметичность, испытания насосов в сборе в составе НПС); - предварительные; - приемочные; - сертификационные; 57 - приемо-сдаточные; - периодические; - квалификационные; - типовые; - на надежность. Требования к испытательной жидкости (воде) – согласно ГОСТ 6134. 9.2 Сертификационные испытания 9.2.1 Сертификационным испытаниям должно подвергаться одно изделие из партии, отобранное по акту отбора образцов, изготовленных для отправки потребителю. 9.2.2 Объем сертификационных испытаний должен определяться разработчиком изделия и надзорными органами. 9.3 Приемо-сдаточные испытания 9.3.1 Приемо-сдаточные испытания проводятся с целью проверки соответствия насосов, выпущенных в течение контролируемого периода, основным требованиям технической документации. 9.3.2 Приемо-сдаточные испытания насоса должны проводиться согласно ПМИ, разработанной заводом-изготовителем в соответствии с ЕСКД и ГОСТ 15.309, с учетом требований технической документации на изделие и его комплектующие. 9.3.3 При приемо-сдаточных испытаниях насосов в присутствии заказчика должны проводиться: - заводской контроль, указанный в договоре (контракте); - гидравлические испытания; - параметрические испытания. По требованию заказчика разборка, ревизия, повторная сборка и испытания, контрольные операции, а также маркировка, консервация, упаковка изделия могут быть проведены в его присутствии. 9.3.3.1 Заводской контроль При изготовлении насосов должна применяться система контроля качества (верификация, операционный и приемочный контроли), обеспечивающая выполнение работ в соответствии с требованиями технической документации и настоящего стандарта. При изготовлении насосов, а также их комплектующих должен осуществляться технический надзор со стороны заказчика. 58 9.3.3.2 Гидравлические испытания Гидравлическим испытаниям на прочность и герметичность должны подвергаться детали насосов и вспомогательного оборудования, работающие под давлением (корпуса, крышки, концевые уплотнения и т. д. совместно с их крепежными деталями). Также гидравлическим испытаниям на прочность и герметичность должен подвергаться каждый насос в сборе на заводе-изготовителе и на месте эксплуатации. Гидравлические испытания считаются положительными, если в течение времени их проведения не наблюдаются просачивания жидкости, «потения» стенок, утечки через неподвижные соединения (разъемы, стыки сварных швов и т. п.) и отсутствуют видимые остаточные деформации. Утечки через торцовые уплотнения не должны превышать допускаемых значений, указанных в 6.1.17. Падение пробного давления должно компенсироваться путем подкачки испытательной среды. Гидравлические испытания должны проводиться перед проведением приемо-сдаточных испытаний. Допускается включение гидравлических испытаний в состав приемо-сдаточных. 9.3.3.3 Параметрические испытания Перед испытаниями насос должен быть подвергнут обкатке на номинальном режиме по ГОСТ 6134. При проведении стендовых параметрических испытаний должны определяться следующие показатели насосов на номинальном режиме: - подача; - напор; - частота вращения ротора; - допускаемый кавитационный запас; - КПД насосов или МНА на их основе; - мощность насоса или МНА на их основе; - внешняя утечка; - вибрация; - шум. Также при параметрических испытаниях на режимах рабочей характеристики насоса должны сниматься напорная, энергетическая, кавитационная, шумовая и вибрационная характеристики. Все виды испытаний насосов должны проводиться совместно с комплектно поставляемыми КИП и А. 59 Все виды испытаний насосов, оснащенных подшипниками скольжения с принудительной системой смазки и не оснащенных индивидуальной маслосистемой, должны проводиться со стендовой маслоустановкой. При приемо-сдаточных испытаниях должны быть проконтролированы показатели механической, термической и электрической безопасности, массы и габаритные размеры. При приемо-сдаточных испытаниях должен проводиться контроль комплектности, маркировки и упаковки изделия, а также контроль наружных антикоррозионных покрытий. Результаты испытаний считают положительными, а насосы выдержавшими испытания, если они испытаны в полном объеме и последовательности согласно ПМИ и соответствуют всем показателям, установленным ПМИ. Результаты испытаний считают отрицательными, а насосы не выдержавшими испытания, если по результатам испытаний будет обнаружено их несоответствие хотя бы одному требованию, установленному в ПМИ. При отрицательных результатах испытаний должен проводиться анализ и исправление дефектов (при наличии технической возможности), после чего насосы должны подвергаться повторным испытаниям в полном объеме. При отрицательном результате повторных приемо-сдаточных испытаний, насосы окончательно бракуются. Решение о приемке заказчиком насосов принимается при положительных результатах проведения их приемо-сдаточных испытаний по соответствующим ПМИ, при условии наличия отметки ОТК в паспорте изделия и на его табличке, свидетельствующих об их приемке заводом-изготовителем, при этом изделие должно быть укомплектовано в соответствии с требованиями договора поставки. 9.4 Объем предварительных, приемочных, приемо-сдаточных, периодических, квалификационных, типовых, сертификационных испытаний и испытаний на надежность должен определяться согласно ГОСТ 6134. 9.5 Приемо-сдаточным испытаниям следует подвергать каждый насос. Объем приемо-сдаточных испытаний определяется согласно ГОСТ 6134. 9.6 Приемо-сдаточные испытания следует проводить с участием представителя заказчика в соответствии с ПМИ. 9.7 Результаты приемо-сдаточных испытаний следует обрабатывать в соответствии с ГОСТ 6134 и оформлять протоколом согласно ГОСТ 15.309. 9.8 Основанием для принятия решения о приемке насоса должны являться положительные результаты приемо-сдаточных испытаний, о чем должна быть произведена запись в паспорте. 60 9.9 Периодические испытания следует проводить в соответствии с ГОСТ 15.309 и ГОСТ 6134. 9.10 Результаты периодических испытаний оформляют актом согласно ГОСТ 15.309. 9.11 Квалификационные испытания проводят для контроля стабильности технологического процесса производства насосов при его передачи на другое предприятие. При квалификационных испытаниях в обязательном порядке определяются: - напорная характеристика насоса; - энергетическая характеристика насоса; - подача; - напор; - частота вращения вала насоса; - КПД; - внешняя утечка через торцовые уплотнения; - вибрация; - шум. 9.12 Количество насосов одного типоразмера, подвергаемых квалификационным испытаниям, устанавливает производитель, при этом квалификационным испытаниям следует подвергать не менее 30 % насосов из первой партии, выпущенной на новом предприятии. 9.13 Результаты квалификационных испытаний считают положительными, если указанные в ТУ характеристики и контролируемые показатели насосов не хуже чем у насосов, произведенных на прежнем предприятии. При отрицательных результах испытаний следует устранить дефекты и повторить испытания в полном объеме. При этом количество насосов, подвергаемых испытаниям, должно быть удвоено. 9.14 Результаты квалификационных испытаний оформляют актом и протоколом в порядке, установленном предприятием-изготовителем. Паспорт насоса должен предусматривать возможность внесения результатов последующих испытаний. 9.15 Типовые испытания проводят для оценки эффективности и целесообразности предлагаемых изменений конструкции насоса или технологии изготовления, которые могут повлиять на его технические характеристики. 9.16 Типовые испытания проводят по программе и методике предприятия-изготовителя. Объем и периодичность типовых испытаний определяют изменениями, внесенными в конструкцию или технологию изготовления насоса. 9.17 Результаты типовых испытаний оформляют актом и протоколом с отражением всех результатов в порядке, установленном предприятием-изготовителем. 61 9.18 Испытания на надежность проводят по программе и методике, составленной заводом-изготовителем в соответствии с ГОСТ 6134 и ГОСТ 27.301. 9.19 Сертификационные испытания проводят в аккредитованных для их проведения лабораториях согласно ГОСТ 6134 по программе и методике, согласованной с органом по сертификации, в который подается заявка на сертификацию. 9.20 Результаты испытаний оформляют протоколом, который представляют заявителю и в орган по сертификации. 10 Методы контроля 10.1 Производитель должен проводить верификацию сырья, материалов, полуфабрикатов, комплектующих насоса и контроль качества изготовления элементов насоса согласно программе контроля качества, разработанной с учетом ГОСТ 24297. 10.2 Литые корпус и крышку насоса следует подвергать НК в объеме 100 %: - ВИК; - магнитопорошковой дефектоскопии; - методом магнитной памяти металла по ГОСТ Р ИСО 24497-2. По результатам контроля методом магнитной памяти металла проводят УЗК участков отливок для уточнения характера и размеров дефектов. 10.3 В процессе изготовления для выявления внутренних дефектов все сварные соединения деталей, рабтающих под действием давления, присоединительные концы всасывающего и напорного патрубков, катушек или ПШС, а также приварные концы ответных фланцев в местах приварки должны подвергаться НК в объеме 100 %: - ВИК; - ПВК или МК; - УЗК; - РК. 10.4 При необходимости уточнения характера и размеров дефекта следует проводить РК участка отливки с этим дефектом. Производитель дополнительно может использовать другие методы контроля. 10.5 Предельные допустимые величины и плотность расположения дефектов металла отливки устанавливает производитель, гарантирующий качество литых корпусов. 10.6 Для контроля механических свойств металла отливки следует проводить разрушающий контроль – механические испытания на контрольных образцах. 10.7 Контроль шероховатости поверхностей по 6.1.11 проводят сравнением с эталонными образцами, контроль неплоскостности фланцев – оптическим методом. Допускается применять иные методы контроля, обеспечивающие достаточную точность. 62 10.8 При гидравлических испытаниях корпуса насосов следует испытывать пробным давлением воды, превышающим предельное давление насоса в 1,5 раза, в течение не менее 60 мин. Затем пробное давление должно снижаться до предельного и выдерживаться в течение времени, необходимого для осмотра корпуса в целях подтверждения его герметичности, но не менее 30 мин. Насосы в сборе (с ротором, торцовыми уплотнениями и т. д.) следует испытывать на прочность и герметичность пробным давлением воды, превышающим предельное давление насоса в 1,25 раза, в течение не менее 60 мин. Не допускается утечка воды через все виды соединений, потение, падение давления в процессе испытаний. 10.9 Вспомогательное оборудование, подвергающееся при работе воздействию текучих технологических сред, должно быть испытано на прочность и герметичность давлением не ниже предельного в течение не менее 60 мин. 10.10 Значение пробного давления в МПа должно округляться до десятичного знака в большую сторону. В процессе гидравлических испытаний температура воды должна оставаться постоянной от 5 °С до 50 °С, при этом условия испытаний должны исключать возможность конденсации влаги на поверхности корпуса насоса. 10.11 Требования к условиям проведения испытаний насоса и применяемым при испытаниях СИ, порядок подготовки и проведения испытаний, правила обработки и оформления результатов испытаний должны соответствовать ГОСТ 6134. СИ должны быть поверены в установленном порядке, иметь эксплуатационную документацию и паспорт. 10.12 Давление при гидравлических испытаниях следует контролировать двумя измерительными приборами одного типа, класса точности, с одинаковыми пределами измерения и ценой деления. Класс точности манометров должен быть не более 1, датчиков давления – не более 0,25. Измерительные приборы следует выбирать таким образом, чтобы предел измерений рабочего давления находился во второй трети шкалы. 10.13 Все виды испытаний, кроме гидравлических и на надежность, следует проводить при номинальной частоте вращения вала насоса. 10.14 При определении кавитационной характеристики насоса коэффициент запаса должен приниматься равным 1,2. 10.15 СКЗ виброскорости насоса (согласно 6.1.23 и 6.1.24) следует измерять на корпусах подшипниковых опор или в местах, предусмотренных КД, по трем взаимно перпендикулярным осям, одна из которых параллельна оси вращения вала насоса, а другая параллельна оси напорного патрубка. 63 10.16 При измерении уровня звука в одной контрольной точке, установленной по результатам предварительных, приемочных или типовых испытаний по ГОСТ 6134, за контрольную точку следует принимать ту, в которой уровень звука максимален. 11 Транспортирование и хранение 11.1 Насос, его комплектующие и ЗИП допускается транспортировать в упаковке предприятия-изготовителя любым видом транспорта (железнодорожным, автомобильным, воздушным, морским или речным) в соответствии с правилами перевозок грузов, действующими на данном виде транспорта. 11.2 Производитель при проектировании насоса и его составных частей должен руководствоваться требованиями к условиям транспортирования и хранения, приведенными в таблице 22. 11.3 Производитель обязан установить сроки транспортирования и хранения насоса, его ЗИП и комплектующих. Рекомендуется ограничивать время транспортирования 10 % от времени хранения с целью сохранения общего срока консервации. 11.4 При погрузке и выгрузке насос и его составные части следует поднимать только за захватные устройства или конструктивные элементы в соответствии с прилагаемой схемой строповки насоса. 11.5 Эксплуатационная и сопроводительная документации должны находиться вместе с насосом в соответствии с 6.5.8. Т а б л и ц а 22 – Условия транспортирования и хранения Условия Допустимый срок транспортирования в части хранения в упаковке НаименоваУсловия воздействия и консервации Категория ние хранения механичеклиматичеизготовителя с упаковки по оборудовапо ских ских учетом длительности ГОСТ 23170 ния ГОСТ 15150 транспортирования, факторов по факторов по лет ГОСТ 23170 ГОСТ 15150 Насосы, С 8 (ОЖ3) 5 (ОЖ4) 2 КУ-1 их сборочные единицы Запасные С 8 (ОЖ3) 2 (C) 3 КУ-1 части Инструмент и С 8 (ОЖ3) 2 (C) 2 КУ-1 приспособления СИ, поставляеС 8 (ОЖ3) 1 (Л) 2 КУ-2 мые вместе с насосом 64 12 Указания по эксплуатации 12.1 Производитель должен разрабатывать подробные технологические карты и инструкции по расконсервации, монтажу, демонтажу и проведению ремонта насоса. 12.2 Расконсервация, монтаж и демонтаж насоса должны осуществляться согласно требованиям инструкции по монтажу, пуску, регулированию и обкатке изделия и производиться специализированными организациями, располагающими необходимыми техническими средствами и сертификатом или декларацией о соответствии. 12.3 Производитель в эксплуатационной документации обязан установить область и условия эксплуатации насоса. Запрещается эксплуатация насоса на режимах и в условиях, отличных от установленных производителем. 12.4 Запрещается эксплуатация насоса при отсутствии на него паспорта, руководства по эксплуатации и инструкции по эксплуатации на комплектующие изделия. 12.5 При эксплуатации следует соблюдать правила безопасности, установленные в разделе 7. 12.6 Производитель обязан установить и указать в сопроводительной документации периодичность обслуживания и ремонта насоса, а также срок службы и назначенный ресурс насоса и основных его деталей. 12.7 Все работы, связанные с ТО, текущим и капитальным ремонтом, следует проводить в установленные сроки и в полном объеме согласно руководству по эксплуатации. 12.8 К эксплуатации и обслуживанию насосов должен допускаться аттестованный персонал, назначенный соответствующим распорядительным документом организации. 13 Гарантии изготовителя 13.1 Организация-производитель (поставщик) должна гарантировать соответствие насосов требованиям настоящего стандарта при соблюдении условий транспортирования, хранения, монтажа и эксплуатации. 13.2 Организация-производитель в ТУ на насос должна установить продолжительность и порядок исчисления гарантийных сроков хранения и эксплуатации насоса, комплектующих изделий и ЗИП к нему. Гарантийный срок эксплуатации насоса должен составлять не менее 24 месяцев с момента ввода в эксплуатацию при условии соблюдения требований 6.5.6, но не более 36 месяцев со дня отгрузки с завода-изготовителя. 13.3 В течение гарантийного срока хранения и эксплуатации насоса, ЗИП и комплектующих организация-производитель должна безвозмездно устранять дефекты при условии соблюдения заказчиком правил транспортирования, хранения и эксплуатации. 65 Приложение А (рекомендуемое) Базовые типоразмеры насосов Т а б л и ц а А.1 – Рекомендуемые базовые типоразмеры насосов Тип насоса НМПП НМПН НПГ НПВ Подача насоса Q, м3/ч Напор насоса Н, м 125 180 250 360 500 710 1250 2500 3600 5000 7000 10000 500 630 1250 2500 4000 800 1250 1600 2500 3600 4500 5000 1250 2500 3600 5000 550 500 475 460 260/300* 280 260/400* 230/380* 230/380* 210/380* 210/380* 210/380* 800* От 600 до 1200** От 600 до 1200** От 600 до 1200** От 600 до 1200** 90 От 60 до 100** От 80 до 100** От 74 до 140** От 74 до 135** 125 115 От 30 до 110** От 40 до 120** От 45 до 135** От 60 до 120** Значение напора насоса, выбираемое в зависимости от предельного давления на выходе НПС. Диапазон значений напора насоса на номинальном режиме (конкретное значение напора насоса устанавливает заказчик). Примечания 1 Предельное отклонение по напору от 5 % до минус 3 % от указанных в таблице значений. 2 Допускается в технически обоснованых случаях применение типоразмеров насосов, отличных от базовых. * ** 66 Библиография [1] MSK-64 Шкала сейсмической интенсивности. MSK-1964 [2] ТР ТС 010/2011 Технический регламент Таможенного союза «О безопасности машин и оборудования» [3] ТР ТС 012/2011 Технический регламент Таможенного союза «О безопасности оборудования для работы во взрывоопасных средах» 67 УДК МКС 19.100 Ключевые слова: нефтяной насос, магистральный нефтепровод, подача, напор Руководитель организации-разработчика: Генеральный директор общества с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт транспорта нефти и нефтепродуктов» (ООО «НИИ ТНН») Руководитель разработки: Исполнитель: ___________________ В.И. Федота Руководитель центра транспорта и хранения нефти и нефтепродуктов ___________________ Б.Г. Гриша Инженер 1 категории ___________________ Э.Ю. Григорович Начальник отдела отраслевой стандартизации ___________________ А.С. Ермаков личная подпись личная подпись личная подпись личная подпись 68
