герб

ГОСТы

флаг

СТО Газпром РД 1.10-097-2004 Инструкция по восстановлению исполнительно-технической документации технологических трубопроводов газораспределительных станций (ГРС) ОАО "Газпром"

Библиотека справочной литературы ООО
«Центр безопасности труда»

СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»

ИНСТРУКЦИЯ
ПО ВОССТАНОВЛЕНИЮ ИСПОЛНИТЕЛЬНО-
ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ
ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СТАНЦИЙ (ГРС)
ОАО «ГАЗПРОМ»

СТО ГАЗПРОМ РД 1.10-097-2004

Дата введения - 2004-12-1

РАЗРАБОТАН ДОАО «Оргэнергогаз», ООО НПК «Диаконт», 000 «Кубаньгазпром»

СОГЛАСОВАН Госгортехнадзором России (письмо от 26.11.2003 г. № 10-03/11246), Управлением по транспортировке газа и газового конденсата, ООО «Газнадзор»

УТВЕРЖДЕН Заместителем Председателя Правления ОАО «Газпром» А.Г. Ананенковым

ВНЕСЕН Управлением по транспортировке газа и газового конденсата

ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Распоряжением ОАО «Газпром» от 05 октября 2004 г. № 274

ИЗДАН Обществом с ограниченной ответственностью «Информационно-рекламный центр газовой промышленности» (ООО «ИРЦ Газпром»)

ВВЕДЕНИЕ

Инструкция по восстановлению исполнительно-технической документации технологических трубопроводов ГРС устанавливает объем требований и порядок технического обследования технологических трубопроводов ГРС, состав исполнительно-технической документации.

Инструкция является методической базой при выполнении работ по техническому обследованию технологических трубопроводов при восстановлении исполнительно-технической документации ГРС в связи с утерей последней.

Инструкция разработана на основе действующих НТД, Временной инструкции по восстановлению исполнительно-технической документации компрессорных станций магистральных газопроводов ООО «Тюментрансгаз», согласованной с Госгортехнадзором 13.01.2000 г. письмом № 10-03/11, и «Инструкции по восстановлению исполнительно-технической документации технологических трубопроводов ГРС на предприятии ООО «Баштрансгаз», согласованной с Башкирским округом Госгортехнадзора 20.11.2000 г. письмом № 10-03/3501.

Инструкция предназначена для организаций и специалистов, занимающихся обследованием технологических трубопроводов ГРС и восстанавливающих исполнительно-техническую документацию.

Инструкция разработана в развитие и дополнение действующих нормативных документов, требованиями которых надлежит руководствоваться при выполнении отдельных видов работ, предусмотренных настоящей Инструкцией.

Настоящая Инструкция разработана ДОАО «Оргэнергогаз» (к.т.н. И.Ф. Егоров, В.М. Клищевская, Ю.И. Есин, Н.И. Цыбулько - ответственный исполнитель), ООО НПК «Диаконт» (Ю.С. Валекжанин), ООО «Кубаньгазпром» (Ю.И. Баканов, С.В. Иващенко).

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Данная Инструкция по восстановлению исполнительно- технической документации технологических трубопроводов ГРС определяет состав работ, порядок выполнения работ, критерии оценки технического состояния трубопроводов и устанавливает единые требования к оформлению и представлению результатов при восстановлении исполнительно-технической документации технологических трубопроводов ГРС в связи с потерей последней.

1.2. Инструкция предназначена для организаций, проводящих восстановление исполнительно-технической документации технологических трубопроводов ГРС.

1.3. Инструкция разработана с использованием норм и правил, нормативных и директивных документов, указанных в Приложении А, в развитие и дополнение действующих нормативных документов, требованиями которых надлежит руководствоваться при выполнении отдельных видов работ, предусмотренных настоящей Инструкцией.

1.4. При разработке Инструкции использованы наработки и материалы по инспекции и комплексному обследованию ГРС, проведенные в ОАО «Газпром» в 1999-2002 гг.

1.5. Инструкция определяет взаимоотношения и обязанности сторон, участвующих в работах по восстановлению исполнительно-технической документации технологических трубопроводов ГРС.

1.6. Все технические мероприятия по подготовке и обеспечению противопожарных и безопасных условий проведения работ осуществляются согласно действующим нормативно-техническим документам и в данной Инструкции не рассматриваются.

1.7. Материалы отчета комплексного обследования ГРС и инспекции ГРС являются частью исполнительно-технической документации.

1.8. В Инструкцию могут вноситься дополнения и изменения, согласованные с Госгортехнадзором РФ.

2. ПОРЯДОК ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТ

2.1. Организации ОАО «Газпром» обязаны выполнить необходимые работы по подготовке объекта для проведения измерений и обеспечить проведение работ в соответствии с настоящей Инструкцией.

2.2. Организация, занимающаяся восстановлением исполнительно-технической документации технологических трубопроводов ГРС, обязана выполнить комплекс работ, включая:

- проведение обследований технологических трубопроводов ГРС и ее территории;

- оформление технического паспорта установленного образца.

2.3. Обследование технологических трубопроводов ГРС выполняется с целью проведения следующих работ:

- составление генерального плана площадки ГРС;

- оформление исполнительных чертежей на технологические трубопроводы;

- оформление паспортов на запорную, регулирующую и предохранительную арматуру;

- оформление паспортов на трубы и фасонные изделия;

- оформление паспорта на антикоррозионную изоляцию подземных трубопроводов;

- оформление паспортов на сосуды высокого давления.

2.4. Выполненные работы фиксируются двухсторонними актами (представителем подрядной организации и заказчиком).

3. СОСТАВ ИСПОЛНИТЕЛЬНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ

3.1. При полной или частичной утере первичной исполнительно-технической документации на технологические трубопроводы ГРС на каждую ГРС должны быть составлены следующие документы:

- технический отчет по проведенной технической инспекции ГРС в соответствии с [25];

- технический отчет по проведенному комплексному обследованию ГРС в соответствии с [24];

- технический паспорт, составленный в соответствии с настоящей Инструкцией.

3.2. Технический паспорт включает в себя следующие документы:

- генеральный план площадки ГРС с обозначением всех подземных технологических трубопроводов и участков других подземных коммуникаций, имеющих пересечения с технологическими трубопроводами;

- технологическую схему ГРС;

- исполнительные чертежи технологических трубопроводов ГРС;

- схему элементов ГРС с присвоенными номерами;

- таблицу установленной запорной арматуры;

- таблицу установленных предохранительных устройств;

- таблицу установленной регулирующей арматуры;

- таблицу установленных сосудов высокого давления;

- паспорта на элементы технологических трубопроводов (трубы и фасонные изделия);

- паспорта на запорную, регулирующую и предохранительную арматуру;

- паспорта на антикоррозионную изоляцию подземных трубопроводов;

- паспорта на антикоррозионную защиту подземных трубопроводов средствами ЭХЗ;

- паспорта на сосуды высокого давления.

4. ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ПЛАН ПЛОЩАДКИ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА ГРС, ИСПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ЧЕРТЕЖИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ ГРС

4.1. Проводится топографическая съемка надземных сооружений и коммуникаций методом полярной или маршрутной съемки. При проведении топосъемки азимутальные углы определяются [29] теодолитом с точностью до 10", а линейные расстояния дальномером или мерной лентой [29] с точностью до 0,5 мм.

4.2. Проводится трассировка подземных коммуникаций и сооружений с помощью металло- или трассоискателя. Ось подземных коммуникаций определяется с точностью до ± 10 см.

4.3. По результатам топографической съемки и трассировки подземных коммуникаций составляется генеральный план площадки ГРС с обозначением всех подземных технологических трубопроводов и участков других подземных коммуникаций, имеющих пересечения с технологическими трубопроводами, расположения СКЗ, анодных заземлений и мест подключения дренажного кабеля.

Генеральный план строится в масштабе 1:200-1:1000 (в зависимости от размеров площадки).

4.4. При оформлении чертежей на технологические трубопроводы промер линейных размеров проводится:

- для технологических трубопроводов и его элементов;

- фундаментов и опор.

Чертежи выполняются в соответствии с ЕСКД (в масштабе 1:100 - 1:500), на чертеже указываются габаритные размеры:

- расстояния между опорами;

- последовательно все размеры элементов технологических трубопроводов.

Промер линейных размеров производится рулеткой с точностью до 10 мм. Все размеры указываются в миллиметрах. На чертежах указываются диаметры трубопроводов.

5. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА ГРС

Технологическая схема ГРС составляется на основании утвержденной технологической схемы ГРС ЛПУ. На схеме указываются диаметры трубопроводов, номера запорной, регулирующей и предохранительной арматуры.

6. СХЕМА ЭЛЕМЕНТОВ ГРС С ПРИСВОЕННЫМИ НОМЕРАМИ

6.1. Схема элементов технологических трубопроводов выполняется в виде аксонометрической схемы без масштаба с нанесением:

- расположения опорных конструкций;

- мест установки средств контроля и автоматизации;

- номеров всех элементов - труб, фасонных изделий и арматуры.

6.2. Присвоенные номера на схеме являются номером паспорта на каждый элемент, к которому добавляется шифр ГРС.

7. ТАБЛИЦЫ УСТАНОВЛЕННОЙ ЗАПОРНОЙ, ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНОЙ, РЕГУЛИРУЮЩЕЙ АРМАТУРЫ И СОСУДОВ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ

В таблицах отражается вся установленная арматура по номерам согласно схеме. Данные берутся из табличек непосредственно с корпуса арматуры.

7.1. Таблица установленной запорной арматуры:

№ по схеме

Тип

DN , мм

PN , МПа

Заводской номер

Год установки

1

2

3

4

5

6

7.2. Таблица установленных предохранительных устройств:

№ по схеме

Тип

DN , мм

PN , МПа

Заводской номер

Год установки

Установленное давление срабатывания, МПа

1

2

3

4

5

6

7

7.3. Таблица установленной регулирующей арматуры:

№ по схеме

Тип

DN , мм

PN , МПа

Заводской номер

Год установки

Пределы регулирования давления, МПа

1

2

3

4

5

6

7

7.4. Таблица установленных сосудов высокого давления:

Стан, номер

Наименование сосуда

Завод-изготовитель

Год изготов­ления

Заводс­кой номер

V , м3

Per . №

Дата ввода

р раб , кг/см2

Дата следующего освидетель­ствования

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

8. СОСТАВЛЕНИЕ ПАСПОРТОВ НА ЭЛЕМЕНТЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

8.1. Паспорта на элементы технологических трубопроводов оформляются на основании результатов проведенных инспекций ГРС, комплексного обследования ГРС и дополнительного диагностического обследования, если результатов обследований недостаточно для составления паспортов, включающих:

- визуальный и измерительный контроль элементов трубопроводов и сварных стыков;

- измерение твердости элементов трубопроводов;

- измерение магнитных параметров элементов трубопроводов;

- определение толщины стенки элементов трубопроводов;

- определение марки стали элементов трубопроводов;

- дефектоскопию сварных швов;

- расчет минимально допустимой толщины стенки элемента.

8.2. Сертификаты на трубы и паспорта на фасонные изделия составляются на все участки надземных трубопроводов диаметром более 100 мм. На трубопроводы диаметром менее 100 мм составляется общий паспорт, параметры элементов в котором представляются в табличной форме.

8.3. Пример оформления паспорта на тройник (диаметром более 100 мм) представлен в Приложении Б, пример оформления таблицы на фасонные изделия и трубы (диаметром менее 100 мм) представлен в Приложении В.

9. ВИЗУАЛЬНЫЙ И ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЙ КОНТРОЛЬ ЭЛЕМЕНТОВ ТРУБОПРОВОДОВ И СВАРНЫХ СТЫКОВ

9.1. Осмотр участков трубопроводов производится с целью выявления видимых дефектов, возникших в процессе эксплуатации и при проведении монтажных работ, при этом фиксируются вмятины, зазубрины глубиной более 1 мм, другие механические дефекты.

9.2. Осмотр сварных стыков выполняется с целью подтверждения их соответствия требованиям НТД. В сварных соединениях и основном металле элементов трубопроводов ГРС не допускаются следующие дефекты:

- трещины всех видов и направлений, расположенные в металле шва, по линии сплавления и в околошовной зоне основного металла;

- плены, разрывы, закаты;

- свищи;

- подрезы глубиной > 0,5 мм;

- смещение кромок стыкуемых труб >3 мм.

9.3. Визуальный и измерительный контроль сварных стыков и элементов трубопроводов производится согласно РД [26] с оценкой результатов согласно СНиП [1] и [2].

Визуальный контроль выполняется невооруженным глазом или с помощью лупы.

Контролируемая зона сварного соединения должна включать весь объем металла шва, а также примыкающие к нему участки основного металла в обе стороны от шва не менее 20 мм.

9.4. Требования к приборам и инструментам для визуального и измерительного контроля:

для измерения формы и размеров изделий и сварных соединений, угловых и линейных величин, а также поверхностных дефектов следует применять исправные, прошедшие метрологическую поверку, инструменты и приборы;

для измерения конструкционных элементов формы и сварных швов разрешается применять шаблоны различных типов из числа используемых организацией при выполнении работ, при условии подтверждения их характеристик службой контроля или метрологической службой организации или метрологическим центром.

9.5. Результаты контроля и измерений вносятся в паспорта на элементы трубопроводов.

10. ИЗМЕРЕНИЕ ТВЕРДОСТИ ЭЛЕМЕНТОВ ТРУБОПРОВОДОВ

10.1. Измерение твердости элементов трубопроводов производится с целью:

- контроля за изменением пластичности материала в процессе эксплуатации;

- определения механических характеристик материала;

- оценки накопленной повреждаемости в процессе эксплуатации с целью расчета остаточного ресурса.

10.2. Величина твердости и ее размерность зависят от применяемого метода измерения. Твердость измеряется с помощью твердомеров, общие требования к которым изложены в ГОСТ 23677-88.

10.3. При измерении твердости поверхность металла должна быть подготовлена (удалена окалина, поверхность отполирована до шероховатости не более Ra = 2,5 мкм по ГОСТ 2789-80).

10.4. Для измерения твердости в полевых условиях используются переносные твердомеры. Приборы измеряют твердость по Виккерсу или Бринеллю. Приборы калибруются по мерам твердости ( ГОСТ 9031-90). Приборы для измерения твердости подлежат поверке в соответствии с ГОСТ 8.398-83.

10.5. Контролю подлежат все элементы. Измерения проводятся в соответствии с Инструкцией к используемому прибору. Для измерения твердости металла необходимо провести зачистку площадки диаметром 100 мм2 с помощью наждачной бумаги средней грубости на расстоянии не ближе 100 мм от сварного шва. На элементах небольших размеров (отводы диаметром 57 мм) измерения проводятся в средней части элемента. Места замера твердости фиксируются в паспорте на элемент.

10.6. Результаты измерений заносятся в паспорта элементов трубопровода.

11. ИЗМЕРЕНИЕ МАГНИТНЫХ ПАРАМЕТРОВ ЭЛЕМЕНТОВ ТРУБОПРОВОДОВ

11.1. Измерение магнитных параметров элементов трубопроводов производится с целью:

- определения механических характеристик материала;

- оценки накопленной повреждаемости в процессе эксплуатации для расчета остаточного ресурса.

11.2. Основным магнитным параметром, заносимым в паспорт элементов трубопроводов, является коэрцитивная сила в размерности А/м.

11.3. Контролю подлежат все элементы. Измерения проводятся в соответствии с Инструкцией к используемому прибору. Для измерения коэрцитивной силы в полевых условиях используются переносные коэрцитиметры. Приборы измеряют коэрцитивную силу в А/м. Приборы калибруются по тарируемым образцам, прошедшим метрологическую поверку.

11.4. Определение остаточного ресурса в зависимости от значений коэрцитивной силы с определением величины накопленного повреждения производится в соответствии с [24], если при комплексном обследовании эти расчеты не выполнялись.

11.5. Результаты измерений заносятся в паспорта элементов трубопровода.

12. ТОЛЩИНА СТЕНОК ЭЛЕМЕНТОВ И ТРУБ

12.1. Толщинометрия проводится для определения соответствия фактической толщины - расчетной.

12.2. Замеры производятся в местах согласно схеме, приведенной в Приложении Г.

12.3. Для контроля толщины стенок можно использовать ультразвуковые толщиномеры (отечественного или импортного производства), имеющие следующие параметры:

Диапазон измеряемых толщин, 0,1 ÷ 50 мм

Основная погрешность не более 0,1 % мм Требования к шероховатости поверхности Rz< 100 мкн

Минимальный радиус кривизны измеряемой поверхности не более 50 мм

Площадь контактной зоны преобразователя не более 40 мм2

12.4. Измерения проводятся в соответствии с Инструкцией к используемому прибору.

В каждой точке делаются три замера. В паспорт заносятся усредненные значения толщины. Результаты измерений сравниваются с расчетными значениями толщины элементов трубопровода и заносятся в паспорт. В точке контроля зачищается до металлического блеска площадка размером 70 × 70 мм.

12.5. В случае, если значение фактической толщины стенки элемента отличается от расчетной (в сторону уменьшения толщины), вопрос о дальнейшей эксплуатации должен решаться после определения коэффициентов запаса прочности по металлу.

13. ДЕФЕКТОСКОПИЯ ЭЛЕМЕНТОВ ТРУБОПРОВОДОВ

13.1. Дефектоскопия проводится одним из методов неразрушающего контроля (радиографический, ультразвуковой, магнитно-феррозондовый).

13.2. Выбор метода дефектоскопии осуществляют специалисты, выполняющие обследование, при этом выбранный метод неразрушающего контроля должен наиболее достоверно выявлять дефекты и их границы.

При неудовлетворительных результатах дефектоскопии специалистами выполняется дефектоскопия дублирующим методом.

Контролю подвергаются все сварные швы.

Результаты дефектоскопии оформляются заключениями с указанием типа прибора. Заключение должно быть подписано специалистом второго уровня аттестации и руководителем лаборатории неразрушающего контроля.

13.3. Оценку результатов радиографического и ультразвукового контроля следует выполнять в соответствии с [16].

13.4. Оценку результатов магнитно-феррозондового контроля следует выполнять в соответствии с [ 30- 32].

14. РАСЧЕТ МИНИМАЛЬНО ДОПУСТИМОЙ ТОЛЩИНЫ СТЕНКИ ЭЛЕМЕНТА

14.1. Расчетную толщину стенки трубопровода 8, см, при действии внутреннего давления, в соответствии с [1] следует определять по формуле

                                                                                                       (1)

где п - коэффициент надежности по нагрузке;

p - рабочее (нормативное) давление, МПа;

D н - наружный диаметр трубы, см;

R 1 - расчетное сопротивление растяжению.

14.2. Для отводов (рис. 1а) расчетную толщину стенок (s) следует вычислять в соответствии с [28] по формуле

s = k 2 δ ,                                                                                                                     (2)

где k 2 - коэффициент, определяемый по табл. 1;

δ - следует определять по формуле (1).

Рис. 1. Отводы:

а - гнутый; б - секторный; в, г - штампосварные

Таблица 1

Св. 2,0

1,5

1,0

k 2

1,00

1,15

1,30

где R - радиус кривизны осевой линии отвода, мм;

D e - наружный диаметр трубы, мм;

tR - расчетные толщины стенок;

k 2 - коэффициент увеличения напряжений в отводах.

14.3. Расчетную толщину стенок секторных отводов (рис. 1б) следует определять в соответствии с [28] по формуле

                                                                                                                (3)

где коэффициент k 3 отводов, состоящих из полусекторов и секторов с углом скоса Θ до 15°, определяемый по формуле

                                                                                              (4)

При углах скоса Θ > 15° коэффициент k 3 следует определять по формуле

                                                                                            (5)

14.4. Расчетную толщину стенки переходов, штампованных из труб, следует определять как для труб большего диаметра по формуле (1).

14.5. Расчетную толщину стенки бесшовной эллиптической заглушки (рис. 2) при 0,5 ≥ h/De ≥ 0,2 следует вычислять [28] по формуле

                                                                                                       (6)

или

                                                                                                          (7)

Если  получается менее tR при φ = 1,0, следует принимать  = t R .

Рис. 2. Бесшовная эллиптическая заглушка

14.6. Расчетная толщина заглушки с центральным отверстием при d/De - 2 t ≤ 0,6 (рис. 3) определяется [28] по формуле

                                                                                                    (8)

или

                                                                                                      (9)

Рис. 3. Эллиптические заглушки со штуцером:

а - с укрепляющей накладкой; б - пропущенным внутрь заглушки; в - с отбортованным отверстием

14.7. Коэффициенты прочности заглушек с отверстиями (рис. 3 а, б) следует определять в соответствии с пп. 14.5-14.6, принимая t 0 =  и t + C , а размеры штуцера - по трубе меньшего диаметра.

14.8. Коэффициенты прочности заглушек с отбортованными отверстиями (рис. 3 в) следует подсчитывать в соответствии с пп. 14.5 - равным L- l -h.

14.9. Расчетную толщину стенки магистрали тройника δ д , см (рис. 4 а, б) следует определять [28] по формуле

                                                                                                (10)

Рис. 4. Тройники:

а - сварной; б - штампованный

14.10. Расчетную толщину стенки ответвления тройника 50, см, следует определять по формуле [28]

                                                                                                  (11)

где δ м - толщина стенки основной трубы тройника, см;

R 1(м) , R 1(о) - расчетные сопротивления материала ответвления и магистрали тройника, МПа;

D o - наружный диаметр ответвления тройника, см;

D м - наружный диаметр основной трубы тройника, см.

Толщина стенки после расточки концов соединительных деталей под сварку с трубопроводом (толщина свариваемой кромки) δ к.д. , см, определяется из условия

                                                                                                 (12)

где п - обозначение то же, что в формуле (1);

р - обозначение то же, что в формуле (1);

D д - наружный диаметр соединительной детали, см;

R 1(д) - расчетное сопротивление материала детали (для тройников R 1(д) = R 1(м) ), МПа;

η в - коэффициент несущей способности деталей следует принимать:

- для штампованных отводов и сварных отводов, состоящих не менее чем из трех полных секторов и двух полусекторов по концам, при условии подварки корня шва и 100 %-ного контроля сварных соединений, - по табл. 2;

- для тройников - по графику, показанному на рис. 5;

- для конических переходников с углом наклона образующей γ < 12 ° и выпуклых днищ η в = 1

Таблица 2

Отношение среднего радиуса изгиба отвода к его наружному диаметру

1,0

1,5

2,0

Коэффициент несущей способности детали

1,30

1,15

1,00

Рис. 5. График для определения коэффициента несущей способности тройников η в :

1 - для сварных без усиливающих накладок; 2 - для штампованных и штампосварных; 3 - для тройников с усиливающими накладками

15. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕХАНИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК МАТЕРИАЛОВ И МАРКИ СТАЛИ

15.1. Определение механических характеристик материалов проводится с целью проверки соответствия материала установленным требованиям СНиП.

15.2. Для определения механических свойств примененных материалов используется неразрушающий метод.

15.3. В качестве оценки механических свойств материалов в полевых условиях берется зависимость между твердостью и прочностью.

15.4. Твердость является мерой пластичности и связана с пределом текучести формулой σ т = С · HV .

Зависимость между пределом прочности и твердостью приведена в табл. 3.

Таблица 3

Марки сталей

Ст10, Ст20

13ГС, 17ГС

09Г2ФБ, Х60

HV (кгс/мм2) основного металла

120-145

150-185

160-205

HV (кгс/мм2) сварного шва (ручная дуговая сварка)

130-160

145-170

170-190

HV (кгс/мм2) сварного шва (полуавтоматическая сварка под флюсом)

130-160

160-175

190-210

HV (кгс/мм2) сварного шва (сварка порошковой проволокой с принудительным формированием)

65-190

195-215

Значение коэффициента С

0,35

0,34

0,33

15.5. В случае, если значения предела прочности элемента трубопровода ниже минимального, установленного в зависимости от марки стали ( ГОСТ 380-88, ГОСТ 1050-88, ГОСТ 19281-89, ГОСТ 19282-89, ГОСТ 4543-71, ГОСТ 8731-87), производится вырезка образца и выполняются механические испытания образцов на растяжение согласно ГОСТ 1497-84, а при необходимости (если вызывает сомнение марка стали) определение состава и структуры материала переносным анализатором либо в лабораторных условиях - с отбором проб. Отбор проб для анализа осуществляется в соответствии с ГОСТ 7564-89, ГОСТ 7565-91. Нестандартные средства измерения должны быть аттестованы в соответствии с ГОСТ 8.326-89.

Для отбора образцов применяют строгание, фрезерование или сверление. Обычно применяют сверление.

При механическом отборе образцов не допускаются окисление и перегрев стружки.

Размер стружки должен быть таким, чтобы масса каждой стружки составляла от 2,5 до 25 мГ (переносные весы).

Для отбора пробы сверлением применяют сверла с углом режущей кромки 120 ° диаметром 10-20 мм ( ГОСТ 22735-77, ГОСТ 736-76). Сверление производят, не допуская образования пыли, без охлаждения сверла. Стружка должна быть толщиной не более 0,4 мм (штангенциркуль).

Массовую долю каждого элемента определяют по ГОСТ 22536.1-88 - ГОСТ 22536.12-88.

16. ПАСПОРТ НА АНТИКОРРОЗИОННУЮ ИЗОЛЯЦИЮ ПОДЗЕМНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

16.1. В отрытых шурфах производится осмотр антикоррозионного покрытия и определяются:

- тип изоляционного покрытия;

- число нанесенных слоев;

- тип защитной обертки и число слоев;

- измеряется адгезия защитного покрытия к стали;

- контроль защитных покрытий по заданной прочности при ударе;

- определяется сопротивление вдавливанию.

16.2. Количество шурфов определяется организацией, выполняющей восстановление исполнительно-технической документации. Места шурфовки наносятся на план-схему.

16.3. Адгезия определяется адгезиметром в двух точках в каждом шурфе. Усредненные результаты измерений адгезии заносятся в паспорт ( Приложение Г).

16.4. Контроль защитных покрытий по заданной прочности при ударе.

Контроль осуществляется согласно [3]. Защитное покрытие считают удовлетворительным, если после испытания в десяти точках покрытие не разрушено, т. е. при падении груза с высоты, определяемой в зависимости от ударной прочности покрытия, в местах удара отсутствуют поры и трещины.

Высоту падающего груза определяют по формуле

                                                                                                                   (13)

где U - прочность покрытия при ударе, Дж (кгс/см), определяют по табл. 1 [3];

Р - вес груза - 3 кг.

Результаты испытаний оформляют в виде протокола.

16.5. Определение сопротивления вдавливанию.

Испытания проводятся на образцах, вырезанных из покрытия трубопровода, размером 1504150 мм и определяется сопротивление вдавливанию при нагрузке 10 н/мм2 по индикатору в течение 24 ч в трех точках образца, расстояния между которыми должны быть не менее 30 мм.

Значение сопротивления вдавливанию Рср, мм, для каждого образца определяется по формуле

                                                                                                           (14)

где Р i - значение сопротивления вдавливанию для i -той точки, мм;

п - количество испытанных точек.

Сопротивление вдавливанию оценивают как удовлетворительное, если Рср<Рп,

где Р n - нормируемое значение сопротивления вдавливанию, определяемое из табл. 4.

Таблица 4

Наименование показателя

Норма

Сопротивление вдавливанию, мм (не более), при температуре:

до 20 °С

0,2

свыше 20 °С

0,3

Результаты испытаний оформляют в виде протокола.

17. ПАСПОРТ НА АНТИКОРРОЗИОННУЮ ЗАЩИТУ ПОДЗЕМНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ СРЕДСТВАМИ ЭХЗ

17.1. Состояние средств ЭХЗ определяется по результатам замера защитных потенциалов в местах переходов «земля-воздух», точках дренажа методом выносного электрода с шагом 10 м.

17.2. Коррозионная активность грунтов определяется через замер удельного электрического сопротивления грунта в непосредственной близости от стенки трубопровода.

17.3. Состояние средств ЭХЗ считается удовлетворительным, если уровень защитных потенциалов в пределах требований ГОСТ [3] (минимальный защитный потенциал при температуре грунта 18°С равен не менее 0,85 В и не более 3,5 В по медносульфатному электроду сравнения, при отсутствии опасности бактериальной коррозии).

По результатам физико-химических свойств грунтов и состояния поверхности трубопровода производится оценка степени защищенности трубопровода от коррозии.

17.4. В паспорт на антикоррозионную защиту подземных трубопроводов средствами ЭХЗ входят:

- схема ГРС с нанесенными точками контроля защитного потенциала, точкой подключения дренажного кабеля, расположения СКЗ и глубинных анодных заземлителей;

- технические характеристики СКЗ и параметры ее работы;

- таблица защитных потенциалов;

- оценка коррозионной активности грунтов.

17.5. По результатам измерений и данным отчета комплексного обследования ГРС составляется паспорт на антикоррозионную защиту подземных трубопроводов средствами ЭХЗ ( Приложение И).

18. СОСТАВЛЕНИЕ ПАСПОРТА НА АРМАТУРУ

18.1. При выполнении внешнего осмотра арматуры выявляются:

- завод-изготовитель - с достоверной точностью при наличии маркированных табличек и предположительно по характерным признакам;

- год выпуска арматуры или время установки на трубопровод (из технической документации на объект, а при отсутствии таковой сведения получают от персонала эксплуатации);

- типовой проект, по которому изготовлена арматура (сопоставляя каталог);

- заводской номер арматуры, при отсутствии номера, номер присваивается и наносится на фланец арматуры ударным способом и заносится в реестр, который хранится в эксплуатирующей организации и организации, выполняющей восстановление паспорта;

- наличие или отсутствие протечек через сальниковый узел и другие видимые разъемные соединения;

- коррозионные повреждения корпуса, крышки и других деталей арматуры;

- наличие или отсутствие на корпусе и крышке арматуры пористых участков, раковин, поверхностных трещин, расслоений и других дефектов в основном металле;

- соответствие маркировки и отличительной окраски назначению арматуры на установленном трубопроводе;

- соответствие марки стали корпуса условиям работы по температурным параметрам и давлению;

- тип привода арматуры и его исполнение (взрывозащищенный);

- ход запорного органа путем открытия и закрытия.

Для арматуры, работающей при отрицательных температурах окружающего воздуха, введены ограничения:

арматура из серого чугуна СЧ18 - не ниже минус 15°С;

ковкого чугуна КЧЗО - не ниже минус 30 °С;

высокопрочного чугуна - не ниже минус 30 °С;

углеродистой стали марок

Ст3, Ст10, Ст15, Ст25 - не ниже минус 20°С;

углеродистой стали марок

15ГС, 16ГС, 17ГС, 17Г1С

20Л, 25Л, 25ГСЛ - не ниже минус 40 °С;

низколегированной стали

09Г2С, 10Г2С1 - не ниже минус 70 °С.

18.2. Инструментальное обследование запорной арматуры:

- определение материала корпуса и крышки арматуры;

- определение механических характеристик материала корпуса и крышки (замер твердости) арматуры;

- неразрушающий контроль для обстоятельного исследования дефектов, обнаруженных визуально.

18.3. Маркировка и отличительная окраска трубопроводной арматуры регулируются по ГОСТ 4666-88.

18.4. По результатам проведенных обследований арматуры оформляется паспорт по форме, приведенной в Приложении Д.

18.5. Паспорт подписывается руководителем организации и ответственным руководителем по восстановлению исполнительно- технической документации.

19. ПАСПОРТ НА СОСУДЫ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ

19.1. Паспорт на сосуды восстанавливается в следующих случаях:

- при утрате паспорта сосуда, находящегося в эксплуатации (или порче паспорта, делающей невозможным его использование по назначению);

- когда при формальном наличии паспорта в нем отсутствуют необходимые сведения о сосуде;

- при отсутствии паспорта общероссийского образца для сосудов и аппаратов, приобретенных за границей.

19.2. Форма паспорта сосуда должна отвечать требованиям ПБ 03-576-03 [16]. Паспорт подписывается руководителем организации, выполнявшей работы по его составлению.

20. ТРЕБОВАНИЯ К ПЕРСОНАЛУ

20.1. Организация, проводящая работу по восстановлению исполнительно-технической документации на технологические трубопроводы, должна иметь лицензию Госгортехнадзора России на право осуществления деятельности по проведению экспертизы промышленной безопасности опасных производственных объектов.

20.2. Лица, допускаемые к проведению работ, должны иметь необходимую квалификацию, а специалисты по неразрушающему контролю - аттестацию на уровень не ниже второго.

21. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

21.1. Производственные участки и рабочие места, на которых осуществляются диагностические работы, должны удовлетворять требованиям «Общих правил техники безопасности и производственной санитарии для предприятий и организаций машиностроения».

21.2. Санитарно-гигиенические условия труда на рабочих местах, где проводится контроль, должны соответствовать требованиям «Санитарных норм проектирования промышленных предприятий СН 245-71», утвержденных Госстроем СССР в 1971 г.

21.3. На рабочих местах, где проводится контроль, должны быть обеспечены условия электробезопасности в соответствии с требованиями «Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей».

21.4. Перед допуском к проведению контроля все лица, участвующие в его выполнении, должны пройти соответствующий инструктаж по технике безопасности с регистрацией в специальном журнале.

Инструктаж следует проводить периодически в сроки, установленные приказом по организации.

21.5. В случае выполнения контроля на высоте, в стесненных условиях, а также внутри сосудов, специалисты и контролеры должны пройти дополнительный инструктаж по технике безопасности согласно Положению, действующему в организации.

21.6. Все лица, участвующие в выполнении контроля, должны знать и выполнять общие правила техники безопасности, установленные для работников организации, где проводится контроль.

21.7. Мероприятия по пожарной безопасности осуществлять в соответствии с требованиями «Типовых правил пожарной безопасности для промышленных предприятий», утвержденных ГУПО МВД СССР в 1975 г., и РД 34 03.307-87 с дополнениями.

22. ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ РАБОТ

По результатам проведенных работ на ГРС представляется следующие документы:

1. Технические паспорта в соответствии с Приложениями Б - И.

2. Технологическая схема ГРС.

3. Заключение о фактическом техническом состоянии ГРС.

Указанные документы передаются по ССД «Инфотех» в ДОАО «Оргэнергогаз» для формирования базы данных ОАО «Газпром» и Заказчику на электронном носителе для принятия решения по совершенствованию процессов эксплуатации, ремонта и реконструкции объектов транспорта газа.

23. ОСНОВНЫЕ СОКРАЩЕНИЯ

ГРС - газораспределительная станция

НТД - нормативно-техническая документация

ЭХЗ - электрохимическая защита

ЕСКД - единая система конструкторской документации

ЛПУ - линейное производственное управление

РД - руководящий документ

СНиП - строительные нормы и правила

ТПО - трубопроводная обвязка

СН - санитарные нормы

ВСН - ведомственные строительные нормы

ТУ - технические условия

ИТЦ - инженерно-технический центр

НПК - научно-производственная компания

ПРИЛОЖЕНИЕ А (обязательное)

Список использованной литературы

1. СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования.

2. СНиП III-42-80* Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ.

3. ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии.

4. ГОСТ 22761-77 Металлы и сплавы. Метод измерения твердости по Бринеллю переносными твердомерами статического действия.

5. ГОСТ 20911-89 Техническая диагностика. Термины и определения.

6. ГОСТ 3242-79 Соединения сварные. Метод контроля качества.

7. ГОСТ 12503-75 Сталь. Методы ультразвукового контроля. Общие требования.

8. ГОСТ 14782-86 Контроль неразрушающий. Швы сварные. Методы ультразвуковые.

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

10. ГОСТ 4666-75 Арматура трубопроводная. Маркировка и отличительная окраска.

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

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

13. Временная инструкция по восстановлению исполнительно-технической документации компрессорных станций магистральных газопроводов ООО «Тюментрансгаз». ИТЦ «Оргтехдиагностика», OOO НПК «Диаконт», 2000 г.

14. Инструкция по восстановлению исполнительно-технической документации технологических трубопроводов ГРС на предприятии ООО «Баштрансгаз». ООО НПК «Диаконт», 2000 г.

15. РД 10-209-98 Методические указания о порядке составления и форме паспорта сосуда, работающего под давлением. - М., 2000 г.

16. ПБ 03-576-03 Правила устройств и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением.

17. ВСН 012-88 (часть I-II) Магистральные трубопроводы. Контроль качества и приемки работ.

18. РДИ 38.18.016-94 Инструкция по ультразвуковому контролю сварных соединений технологического оборудования.

19. Методика определения эксплуатационно-технических параметров соединительных деталей трубопроводов и их паспортизация.

20. РДИ 38.18.019-95 Инструкция по капиллярному контролю деталей технологического оборудования сварных соединений и наплавок.

21. РДИ 38.18.017-94 Инструкция по магнитопорошковому контролю оборудования и сварных соединений.

22. РД 26-07-263-86 Типовая методика испытаний трубопроводной арматуры на прочность и плотность материала деталей и швов.

23. Методика определения технического состояния газораспределительных станций.

24. Программа и методика проведения технических инспекций газораспределительных станций.

25. РД 34 10.130-96 Инструкция по визуальному и измерительному контролю.

26. РД 153-39.1-059-00 Инструкция по контролю технического состояния газопроводов и оборудования газорегуляторных пунктов феррозондовым и ультразвуковым методами неразрушающего контроля с применением приборов типа Ф205.30, А1212 и УТ-93П.

27. ГОСТ 1497-84 Металлы. Методы испытаний на растяжение.

28. Пособие по расчету на прочность технологических стальных трубопроводов на Ру до 10 МПа.

29. СНиП 3.01.03-84 Геодезические работы в строительстве.

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

31. ОСТ 92-4607-85 Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод.

32. ГОСТ 21104-75 Контроль неразрушающий. Феррозондовый метод.

ПРИЛОЖЕНИЕ Б (обязательное)

ПАСПОРТА НА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ЭЛЕМЕНТЫ ГРС

Наименование организации

Утверждаю

Директор

__________________________

(наименование организации)

__________________________

ФИО

«__» ____________200__ г.

Паспорт на элементы технологических трубопроводов ГРС

Объект:

Наименование элемента:

Отвод

№ по схеме

Руководитель работ по восстановлению

исполнительно-технической документации

(наименование организации)

________________________ФИО

« ____» _________________200_ г.

____________200 __г.

Технические характеристики отвода

Присвоенный номер:

Рабочее давление, МПа

Условное обозначение отвода:

ОСТ, ГОСТ, ТУ, н op маль, в соответствии с которыми изготовлен отвод:

Завод изготовитель:

Заводской номер элемента:

Марка стали:

Механические характеристики материала отвода

Наименование элемента

Предел прочности σ в , т МПа

Предел текучес­ти σ т , МПа

Относитель­ное удлинение δ , %

Относительное сужение χ , %

Ударная вязкость KCU , Дж/см2

Ударная вязкость KCV , Дж/см2

Твердость HV , единиц

Коэрцитивная сила Н c , А/м

Отвод

Химический состав материала

С

М n

С r

S

Р

Si

Ni

С u

Отвод

Геометрические характеристики

Наружный диаметр, мм

Толщина стенки минимальная, мм

Радиус изгиба

Допускаемые условия эксплуатации

Максимальное рабочее давление, МПа

Рассчитанный срок эксплуатации, лет

Температура эксплуатации, ° С

Рабочая среда

Характеристика сварных швов

№ сварного шва

Заключение контроля качества сварных швов

Заключение контроля качества сварных швов

магнитными методами

УЗД

Дата

Соответствие ТУ

Дата

Соответствие ТУ

Гидравлические испытания

На заводе

В составе ГРС исп., МПа

Дата испытания

Наименование организации

Утверждаю

Директор

__________________________

(наименование организации)

__________________________

ФИО

«__» ____________200__ г.

Объект:

Наименование элемента:

Переход

№ по схеме

Руководитель работ по восстановлению

исполнительно-технической документации

(наименование организации)

________________________ФИО

« ____» _________________200_ г.

____________200 __г.

Технические характеристики перехода

Присвоенный номер:

Рабочее давление, МПа

Условное обозначение отвода:

ОСТ, ГОСТ, ТУ, н op маль, в соответствии с которыми изготовлен отвод:

Завод изготовитель:

Заводской номер элемента:

Марка стали:

Механические характеристики материала перехода

Наименование элемента

Предел прочности σ в , т МПа

Предел текучес­ти σ т , МПа

Относитель­ное удлинение δ , %

Относительное сужение χ , %

Ударная вязкость KCU , Дж/см2

Ударная вязкость KCV , Дж/см2

Твердость HV , единиц

Коэрцитивная сила Н c , А/м

Переход

Химический состав материала

С

М n

С r

S

Р

Si

Ni

С u

Переход

Геометрические характеристики

Наружный диаметр, мм

Толщина стенки минимальная, мм

Радиус изгиба

Допускаемые условия эксплуатации

Максимальное рабочее давление, МПа

Рассчитанный срок эксплуатации, лет

Температура эксплуатации, ° С

Рабочая среда

Характеристика сварных швов

№ сварного шва

Заключение контроля качества сварных швов

Заключение контроля качества сварных швов

магнитными методами

УЗД

Дата

Соответствие ТУ

Дата

Соответствие ТУ

Гидравлические испытания

На заводе

В составе ГРС исп., МПа

Дата испытания

Наименование организации

Утверждаю

Директор

__________________________

(наименование организации)

__________________________

ФИО

«__» ____________200__ г.

Объект:

Наименование элемента:

Труба

№ по схеме

Руководитель работ по восстановлению

исполнительно-технической документации

(наименование организации)

________________________ФИО

« ____» _________________200_ г.

____________200 __г.

Технические характеристики трубы

Присвоенный номер:

Рабочее давление, МПа

Условное обозначение отвода:

ОСТ, ГОСТ, ТУ, н op маль, в соответствии с которыми изготовлен отвод:

Завод изготовитель:

Заводской номер элемента:

Марка стали:

Механические характеристики материала трубы

Наименование элемента

Предел прочности σ в , т МПа

Предел текучес­ти σ т , МПа

Относитель­ное удлинение δ , %

Относительное сужение χ , %

Ударная вязкость KCU , Дж/см2

Ударная вязкость KCV , Дж/см2

Твердость HV , единиц

Коэрцитивная сила Н c , А/м

Труба

Химический состав материала

С

М n

С r

S

Р

Si

Ni

С u

Труба

Геометрические характеристики

Наружный диаметр, мм

Толщина стенки минимальная, мм

Радиус изгиба

Допускаемые условия эксплуатации

Максимальное рабочее давление, МПа

Рассчитанный срок эксплуатации, лет

Температура эксплуатации, ° С

Рабочая среда

Характеристика сварных швов

№ сварного шва

Заключение контроля качества сварных швов

Заключение контроля качества сварных швов

магнитными методами

УЗД

Дата

Соответствие ТУ

Дата

Соответствие ТУ

Гидравлические испытания

На заводе

В составе ГРС исп., МПа

Дата испытания

Наименование организации

Утверждаю

Директор

__________________________

(наименование организации)

__________________________

ФИО

«__» ____________200__ г.

Объект:

Наименование элемента:

Тройник

№ по схеме

Руководитель работ по восстановлению

исполнительно-технической документации

(наименование организации)

________________________ФИО

« ____» _________________200_ г.

____________200 __г.

Технические характеристики тройника

Присвоенный номер:

Рабочее давление, МПа

Условное обозначение отвода:

ОСТ, ГОСТ, ТУ, н op маль, в соответствии с которыми изготовлен отвод:

Завод изготовитель:

Заводской номер элемента:

Марка стали:

Механические характеристики материала тройник

Наименование элемента

Предел прочности σ в , т МПа

Предел текучес­ти σ т , МПа

Относитель­ное удлинение δ , %

Относительное сужение χ , %

Ударная вязкость KCU , Дж/см2

Ударная вязкость KCV , Дж/см2

Твердость HV , единиц

Коэрцитивная сила Н c , А/м

Магистраль

Ответвление

Накладка М

Накладка О

Химический состав материала

С

М n

С r

S

Р

Si

Ni

С u

Магистраль

Ответвление

Накладка М

Накладка О

Геометрические характеристики

Наружный диаметр магистрали, мм

Наружный диаметр ответвления, мм

Толщина стенки магистрали, мм

Толщина стенки ответвления, мм

Длина магистрали, мм

Длина ответвления, мм

Ширина накладки магистрали, мм

Ширина накладки ответвления, мм

Толщина накладки магистрали, мм

Допускаемые условия эксплуатации

Максимальное рабочее давление, МПа

Рассчитанный срок эксплуатации, лет

Температура эксплуатации, ° С

Рабочая среда

Характеристика сварных швов

Наличие продольного сварного шва

Номер заключения сварных швов

Соответствие сварных швов ТУ

магистрали

Ответвле­ния

накладки

магистраль (левый)

магистраль (правый)

Ответвле­ния

магистраль (левый)

магистраль (правый)

Ответвле­ния

Гидравлические испытания

На заводе

В составе ГРС исп., МПа

Дата испытания

ПРИЛОЖЕНИЕ В (обязательное)

Таблица фасонных изделий и труб диаметром менее 100 мм

№ эле­мента по схеме

Эле­мент

ДУ

Тол­щина стенки, мм

Твер­дость, HV

Предел проч­ности, МПа

Марка стали

Результаты визуального контроля

Номер заключения контроля качества шва (по ходу газа)

Результаты заключения контроля качества шва

Эле­мента

шва по ходу газа

левый

правый

левый

правый

левый

правый

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

Руководитель работ по

восстановлению исполнительно-

технической документации ________________________________________

(подпись) ФИО

ПРИЛОЖЕНИЕ Г (обязательное)

Схема замера параметров элементов ТПО

Труба

Тройник

Отвод

Переход

ПРИЛОЖЕНИЕ Д (обязательное)

Паспорт на запорную арматуру

Организация (заказчик)

ПАСПОРТ

Общие сведения об изделии

Наименование изделия (шифр)

Обозначение изделия

Номер чертежа

Организация-изготовитель

Заводской номер

Дата выпуска

Назначение (рабочая среда)

Основные технические данные и характеристики

Наименование параметра

Показатель

Проход условный Ду, мм

Давление условное P у , МПа (кг/см2)

Температура рабочей среды Т, °С

Масса, кг

Изготовление и поставка (ТУ)

Пропуск среды в затворе, см3/мин, не более

Основные габаритные и присоединительные размеры

L

Д у

Д 1

Д 2

H max

Привод

Тип

Заводской номер

Материал основных деталей

По проекту

Фактически

По проекту

Фактически

Корпус

Патрубок

Клин

Пробка (шар)

Шпиндель

Крышка

Особые отметки

Сведения о ремонте

Сведения о выполненных работах при составлении паспорта

Наименование организации

Лицензия №

Срок действия

Дата проведения работ

Количество циклов с начала эксплуатации

Место установки задвижки

Результаты внешнего осмотра

Инструментальное обследование

Крышка

Корпус

Регл. по ОСТ

Фактически

Регл. по ОСТ

Фактически

Замер толщины

Твердость

Проверка на герметичность запорного органа

Требование по техническому обслуживанию

Рекомендуется периодически осматривать, результаты осмотра записывать в журнал. В случае утечки газа через сальник надо подтянуть его, причем высота подтяжки не должна превышать 30 % от высоты камеры.

Заключение о пригодности арматуры

Задвижка (кран) №________ соответствует требованиям ГОСТ 10194-78 и ТУ 26- 07-1188-78 и признана годной к эксплуатации

Паспорт на задвижку (кран) зарегистрирован в реестре организации под №________

Обследование произвел

Должность

ФИО

№ удостоверения

Подпись и печать организации

Руководитель организации __________________/ ____________/

Обследование произвел ____________________/ _____________/

ПРИЛОЖЕНИЕ Ж (обязательное)

Наименование организации

Утверждаю

Директор ________________________

(наименование организации)

___________________________ ФИО

«____» _____________ 200_ г.

Паспорт на антикоррозионную защиту подземных технологических трубопроводов ГРС средствами ЭХЗ

Объект:

Наименование участка подземного трубопровода:

Руководитель работ по восстановлению

исполнительно-технической документации

(наименование организации)

___________________________ ФИО

«____» _____________ 200_ г.

___________ 200_г.

Наименование ГРС

Наименование ЛПУ МГ

Технические параметры работы системы ЭХЗ

Тип УКЗ

Заводской номер УКЗ

Дата пуска УКЗ в эксплуатацию

Номинальный выходной ток УКЗ, А

Номинальное выходное напряжение УКЗ, В

Номинальная выходная мощность УКЗ, Вт

Фактическое выходное напряжение УКЗ, В

Фактический выходной ток УКЗ, А

Фактическая выходная мощность УКЗ, Вт

Значение разности потенциалов труба-земля в точке дренажа, В

Показания счетчика расхода электроэнергии, кВт

Удельное электрическое сопротивление грунта в зоне АЗ, Ом · м

Сопротивление растеканию тока АЗ, Ом

Разность потенциалов труба-земля

Среднее значение рН грунта

Коррозионная активность грунтов на площадке ГРС

Наименование ГРС

Наименование ЛПУ МГ

Определение разности потенциалов при включенных УКЗ. Схема с указанием точек замера разности потенциалов труба-земля на площадке ГРС

Наименование ГРС

Наименование ЛПУ МГ

Результаты измерений разности потенциалов труба-земля на площадке ГРС

Площадка ГРС

Измерения проводились прибором ______, зав. №______ по схеме

Дата измерения:

Погодные условия:

Режим работы УКЗ:

U вых, В=

I вых, А =

Номер точки

Uт-з, В

Uт-з, В мин (по ГОСТ)

Uт-з, В макс (по ГОСТ)

Вывод о защите

Примечание

Наименование ГРС

Наименование ЛПУ МГ

Определение разности потенциалов при включенных УКЗ. Оценка интенсивности блуждающих токов

№ контролируемой точки (по схеме)

№ замеров с интервалом 1 мин

Uт-з, В

Изменение потенциала, мВ

утро

день

вечер

Блуждающие токи на ГРС обнаружены (не обнаружены)

Наименование ГРС

Наименование ЛПУ МГ

Протокол определения удельного электрического сопротивления грунта

Наименование организации

Лаборатория по неразрушающему контролю и диагностике

ПРОТОКОЛ

№ __________

Определение удельного электрического сопротивления грунта

от _________

(дата)

Образцы грунта для испытаний

Шурф на промплощадке

Наименование ГРС

Наименование ЛПУ МГ

Аппаратура и материалы

Проведение измерений (прямая полярность)

Первое измерение

Второе измерение

Третье измерение

I мА

U В

R1 Ом

I мА

U В

R2

I мА

U В

R3

Проведение измерений (обратная полярность)

Первое измерение

Второе измерение

Третье измерение

I мА

U В

R4

I мА

U В

R5

I мА

U В

R6

Cреднее значение сопротивления грунта

0,00 Ом

Удельное электрическое сопротивление грунта

0,00 Ом · м

Измерение произвел :                                       ФИО

М.П.

Наименование ГРС

Наименование ЛПУ МГ

Протокол определения рН грунта

Наименование организации

Лаборатория по неразрушающему контролю и диагностике

ПРОТОКОЛ

№ __________

Определение РН грунта от

_______________________

(дата)

Образцы грунта для испытаний

Шурф на промплощадке

Наименование ГРС

Наименование ЛПУ МГ

Аппаратура и материалы

Проведение измерений

Первое измерение

Второе измерение

Третье измерение

рН

рН

рН

Cреднее значение рН грунта

Измерение произвел                                  ФИО

М.П .

ПРИЛОЖЕНИЕ И (обязательное)

Наименование организации

Утверждаю

Директор

_________________________

(наименование организации)

_________________________

ФИО

«___»______________200__ г.

Паспорт
на антикоррозионное покрытие подземных технологических трубопроводов ГРС

Объект:

Наименование участка подземного трубопровода:

Руководитель работ по восстановлению

исполнительно-технической документации

(наименование организации)

_________________________

ФИО

« ____» ____________200_ г.

_________________ 200 __ г.

Наименование ГРС

Наименование ЛПУ МГ

Технические параметры изоляционного покрытия

Тип покрытия

Наименование покрытия

Материал основы покрытия

Количество слоев

Толщина материала основы покрытия, мм

Толщина слоя каучука, мм

Прочность при растяжении, кг/см2

Удлинение при разрыве, %

Температура эксплуатации Т, °С

Водопоглощение, %

Пробивающее напряжение, кВ/мм

Адгезия к стали, кг/см ширины

Адгезия к ленте, кг/см ширины

Прочность при ударе, Дж

Сопротивление вдавливанию, мм

Соответствие требованиям НД

Наименование ГРС Наименование ЛПУМГ

Схема с указанием мест шурфовки подземных трубопроводов

Наименование ГРС

Наименование ЛПУ МГ

Определение качества защитного покрытия в шурфе.

Протокол определения прочности защитного покрытия при ударе

Наименование организации

Лаборатория по неразрушающему контролю и диагностике

ПРОТОКОЛ
№_________

Определение прочности защитного покрытия при ударе

от______________

(дата)

Местоположение защитного покрытия

Аппаратура и материалы

Тип защитного покрытия

Диаметр трубы, мм

Напряжение на щупе дефектоскопа, кВ

Нормируемое значение прочности покрытия при ударе, Дж

Проведение измерений

Номер измерения

Высота подъема груза, см

Вес груза, кг

Результат дефектоскопии

Заключение

Измерение произвел                                  Ф.И.О.

М.П.

Наименование ГРС

Наименование ЛПУ МГ

Определение качества защитного покрытия в шурфе.

Протокол определения адгезии защитного покрытия к телу трубы

Наименование организации

Лаборатория по неразрушающему контролю и диагностике

ПРОТОКОЛ
№_________

Определение адгезии защитного покрытия к телу трубы

от____________

(дата)

Местоположение защитного покрытия

Аппаратура и материалы

Тип защитного покрытия

Диаметр трубы, мм

Нормируемое значение адгезии, МПа

Проведение измерений

Первое измерение

Второе измерение

Третье измерение

Среднее значение адгезии, МПа

Среднее значение адгезии соответствует ГОСТ Р 51164-98

Измерения провел:                              ФИО

М.П.

Наименование ГРС

Наименование ЛПУ МГ

Определение качества защитного покрытия в шурфе.

Протокол определения сопротивления вдавливанию защитного покрытия

Наименование организации

Лаборатория по неразрушающему контролю и диагностике

ПРОТОКОЛ
№ ________

Определение сопротивления вдавливанию защитного покрытия

от__________

(дата)

Местоположение защитного покрытия

Аппаратура и материалы

Тип защитного покрытия

Диаметр трубы, мм

Нормируемое значение сопротивления вдавливанию, мм

Проведение измерений

Номер измерения

Диаметр стержня, мм

Вес стержня, г

Дополнительный вес груза, г

Глубина вдавливания, мм

Среднее значение сопротивления вдавливанию, мм

Среднее значение адгезии соответствует ГОСТ Р 51164-98

Измерения провел                             ФИО

М.П.

ПРИЛОЖЕНИЕ К (обязательное)

СПРАВОЧНЫЕ МАТЕРИАЛЫ

1. АРМАТУРА ТРУБОПРОВОДНАЯ

Обозначения задвижек и номера чертежей задвижек серий ЗКЛ2 и ЗКЛПЭ

Нефтепродукты

tр, °C

Дy, мм

Условное обозначение

№ чертежа

Задвижки ЗКЛ2-16 (ру = 1,6 МПа)

Неагрессивные

450

50, 80, 100, 150 200, 250

30 с41нж1

ЛА 11055.03

50

ЗКЛ2-16

265.00

80

266.00

100

267.00

150

268.00

425

400, 500

30 с541нж

ПТ 11055.02

Агрессивные

510

50, 80, 100, 150

30 нж41ст

БА 11139

Высокоагрессивные

200

50, 80, 100, 150

30 нж41ст

БА 11139

Неагрессивные

425

300, 350

ЗКЛ2-16

МА 11021.10

425

600

МА 11021.04

Агрессивные

565

250, 300, 350

ЗКЛ2-16

МА 11071.10

400

МА 11031.10

600

МА 11021.10

Высокоагрессивные

200

250

ЗКЛ2-16

МА 11071.13

300, 400

МА 11071.16

МА 11031.10

Задвижки ЗКЛПЭ-16 (ру=1,6 МПа)

Неагрессивные

450

50

30 с941нж

258.00

80

246.00

100

233.00

150

259.00

200

ЛА 11055.05

250

ЛА 11055.05

Неагрессивные

425

400, 500

30 с941нж

ПТ 11055.07

Сернистая нефть и светлые нефтепродукты

425

1000

30 с941нж1 30

ПТ 11055.07

1200

с941нж6

ПТ 11001.01

Агрессивные

510

50, 80, 100, 150

31 нж941ст

(ЗКЛПЭ-16,

ЗКЛПЭ-16.06)

БА 11140

Высокоагрессивные

200

50, 80, 100, 150

31 нж941ст

(ЗКЛПЭ-16.03,

ЗКЛВЭ-16.09)

БА 11140

Агрессивные

600

250, 300, 350

ЗКЛПЭ-16

МА 11071.07

400

МА 11031.07

600

МА 11021.07

Неагрессивные

425

300, 350

ЗКЛПЭ-16

МА 11021.07

600

МА 11021.01

Задвижки ЗКЛ2-40 (ру = 4,0 МПа) и ЗКЛПЭ-40

Агрессивные

600

50, 80, 100, 150

30 нж15ст

(ЗКЛ2-40)

БА 11060,

БА 11060.03

Высокоагрессивные

200

50, 80, 100, 150

30 нж15ст

(ЗКЛ2-40.03)

БА 11060.03

Неагрессивные

450

50

ЗКЛ2-40

270.00; 303.00

80

271.00; 304.00

100

327.00; 305.00

150

344.00; 306.00

Агрессивные

600

50, 80, 100, 150

30 нж915ст

(ЗКЛПЭ-40)

БА 11135

Высокоагрессивные

200

50, 80, 100, 150

30 нж915ст (ЗКЛПЭ-40)

БА 11135.03

Задвижки ЗКЛПЭ-64 (ру = 6,4 МПа)

Неагрессивные

425

300

ЗКЛПЭ-64

МА 11057.03

Агрессивные

565

300

ЗКЛПЭ-64 нжМ

МА 11059

Сернистая нефть и светлые нефтепродукты

90

1200

30 с976нж (ЗКЛПЭ-64)

ПТ 11009

Задвижки ЗКЛПЭ-75 (ру = 7,5 МПа)

Нефть

90

350, 500, 700

ЗКЛПЭ-75,

ЗКЛПЭ-75М

МА 11003.03

МА 11003

Сернистая нефть и светлые нефтепродукты

90

1000

31 с919нж

ПТ 11009.01

Задвижки ЗКЛ2-160 (ру = 16 МПа)

Неагрессивные

450

50, 80, 100, 150

ЗКЛ2-160

БА11136, 3330.00

Агрессивные

565

50, 80, 100, 150

ЗКЛ2-160.03

БА 11136

Высокоагрессивные

200

50, 80, 100, 150

ЗКЛ2-160.06

БА 11136

Габаритные и присоединительные размеры, мм, задвижек ЗКЛ2-16, ЗКЛ2-40 и ЗКЛ2-160 (для неагрессивных сред)

Обозначение

D у

L

D

D 1

D 2

D 3

f

b

d

Н

Н 1

D о

п

Масса, кг

ЗКЛ2-16

50

180

160

125

102

14

18

480

410

200

4

25

(см. рис. 1)

80

210

195

160

138

-

-

17

18

600

500

240

4

38

100

230

215

180

158

-

-

17

18

680

560

240

8

55

150

280

280

240

212

-

-

21

23

920

750

400

8

100

200

330

335

295

268

-

-

23

23

1040

830

400

12

140

250

450

405

355

320

-

-

27

27

1400

1130

560

12

290

300

500

460

410

378

-

-

27

27

1500

1280

560

12

400

350

550

520

470

438

-

-

30

27

1570

1385

560

16

545

400*

600

580

525

490

-

-

32

30

1570

-

640

16

660

500*

700

710

650

610

-

-

40

33

2481

-

1000

20

1260

600*

800

840

770

720

-

-

43

40

2850

-

1000

20

1940

ЗКЛ2-40

50

250

160

125

87

4

17

18

490

420

240

4

37

(см. рис. 5 а)

80

310

195

160

120

-

4

19

18

620

520

240

8

57

100

350

230

190

149

-

4

21

23

740

610

400

8

102

150

450

300

250

203

-

4

27

27

925

745

400

8

184

200

550

375

320

259

-

4

35

30

1214

956

640

12

320

250

650

445

385

312

-

4

39

33

1214

1010

640

12

357

300*

750

510

450

364

-

4

42

33

1480

1355

560

16

555

500*

1150

755

670

575

-

5

58

46

2542

2042

1000

20

1719

ЗКЛ2-160

50

300

195

145

115

95

8

27

27

570

500

400

8

77

(см. рис. 13)

80

390

230

180

150

130

8

33

27

660

570

400

8

130

100

460

265

210

175

150

8

37

30

915

643

450

8

185

150

600

350

290

250

205

10

47

33

1075

760

550

12

427

_____________

* С конической передачей (см. рис. 2.40)

** С червячной передачей.

Габаритные и присоединительные размеры, мм, кранов со смазкой 11с20бк и 11с320бк

Обозначение

D у

L

L 1

D

D 1

D 2

D 3

f

f 1

b

d

d 1

d 2

H

h

I

D o

n

Масса, кг

11с20бк (см. рис. 6)

50

250

-

175

135

108

88

3

-

23

23

-

-

500

150

-

320

4

35

80

350

-

210

170

142

121

3

-

27

23

-

-

600

186

-

320

8

61

100

400

-

250

200

170

150

3

-

29

27

-

-

650

210

-

320

8

80

11с320бк (см. рис. 7)

150

450

550

340

280

240

204

3

30

35

33

160

147

850

225

120

480

8

200

(190)

200

550

600

405

345

300

260

3

35

41

33

221

203

900

270

180

480

12

300

(270)

300

750

800

530

460

415

364

4

40

50

40

328

305

1200

360

180

600

16

605

(575)

400

1200

-

-

-

-

-

-

40

-

-

429

404

1400

445

390

700

-

-

(1545)

Примечание . В скобках дана масса крана 11с320бк1 .

Толщина стенок в отливках арматуры по ОСТ 26-07-817-72

D у мм

Серый по чугун ГОСТ 1412-79* (не ниже марки С- 20)

Ковкий чугун по ГОСТ 1215- 79

D у мм

Серый по чугун ГОСТ 1412-79* (не ниже марки С- 20)

Ковкий чугун по ГОСТ 1215- 79

Толщина стенки, мм, при ру МПа

Толщина стенки, мм, при ру МПа

до 0,26

0,6 и 1,0

1,6

до 1,6

2,5

4,0

до 0,25

0,6 и 1,0

1,6

до 1,6

2,5

4,0

6

4

4

4

200

9

11

12

-

-

-

10

4

4

4

-

-

-

250

10

12

14

-

-

-

15

4

4

4

3,5

3,5

4,0

300

10

13

15

-

-

-

20

4,5

4,5

4,5

3,5

3,5

4.0

400

10

15

15

-

-

-

25

5

5

5

3,5

3,5

6,0

500

12

16

18

-

-

-

32

6

6

6

4

4

6

600

14

20

22

-

-

-

40

7

7

7

5

5

7

800

15

27

28

-

-

-

50

7

7

7

5

5

7

1000

16

28

36

-

-

-

65

8

8

8

6

7

8

1200

18

32

42

-

-

-

80

8

9

9

7

8

9

1400

20

36

48

-

-

-

100

8

9

9

8

9

10

1600

22

38

-

-

-

-

125

9

10

10

-

-

-

1800

24

-

-

-

-

-

150

9

10

10

-

-

-

2000

26

-

-

-

-

-

D у мм

Нелегированные и легированные стали по ГОСТ 977-75*

Высоколегированные стали по ГОСТ 2176-77*

Толщина стенки, мм, при р v МПа

до 2,5

4,0

6,4

10

16

до 2,5

4,0

6,4

10

16

6

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

10

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

15

7

7

8

-

-

8

8

9

-

-

20

7

7

8

-

-

8

8

9

-

-

25

7

7

9

-

-

8

8

10

-

-

32

8

8

10

12

12

9

9

11

12

12

40

8

8

12

13

13

9

9

12

14

14

50

8

8

14

14

14

9

9

14

16

16

65

8

9

14

14

16

10

11

14

16

18

80

9

10

14

15

16

10

11

16

18

20

100

10

12

15

16

20

12

14

16

20

20

125

12

14

16

18

22

14

15

16

22

25

150

12

14

18

20

25

14

15

18

24

30

200

16

16

18

22

28

16

17

20

26

32

250

16

16

20

24

30

16

17

20

28

34

300

16

17

20

26

34

16

19

22

28

34

400

17

21

24

31

-

18

22

26

31

-

500

19

22

25

34

-

20

23

27

37

-

600

19

22

27

41

-

21

24

30

44

-

800

22

27

33

-

-

24

29

39

-

-

1000

24

30

41

-

-

26

33

48

-

-

1200

25

33

-

-

-

-

-

-

-

-

1400

28

-

-

-

-

-

-

-

-

-

1600

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

1800

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

2000

-

-

-

-

-

-

-

-

-

2. ТРУБЫ

Химический состав марок отечественной стали

ТУ, ГОСТ

Марка стали

Содержание элементов, %

С

М n

Si

S

Р

Cr

Ni

С u

V

N

Nb

Ti

ТУ 14-2-75-72

СТ3сп

0,2

0,4-0,7

0,12-0,25

0,045

0,04

£ 0,3

0,3

ГОСТ 380-71

ВСТ2кп

0,09-0,15

0,25-0,5

Не более 0,07

0,05

0,04

0,3

0,3

0,3

-

-

ГОСТ 380-71

ВСТ3кп

0,14-0,22

0,3-0,6

Не более 0,07

0,05

0,04

0,3

0,3

0,3

-

-

ГОСТ 380-71

ВСТ3пс

0,14-0,22

0,4-0,65

0,05-0,17

0,05

0,04

0,3

0,3

0,3

-

-

ГОСТ 380-71

ВСТ3сп

0,14-0,22

0,4-0,15

0,12-0,3

0,05

0,04

0,3

0,3

0,3

-

-

ГОСТ 23570-79

18сп

0,14-0,22

0,5-0,8

0,15-0,3

0,45

0,04

£ 0,3

0,3

-

-

-

ГОСТ 1050-74

20пс

0,17-0,24

0,35-0,65

0,05-0,17

0,04

0,04

£ 0,3

0,25

-

-

-

ГОСТ 1050-74

20кп

0,17-0,24

0,25-0,5

Не более 0,07

0,04

0,04

£ 0,3

-

-

-

-

ГОСТ 19282-73

09Г2С

0,12

1,3-1,7

0,5-0,8

0,04

0,035

£ 0,3

0,3

-

-

-

ГОСТ 19282-73

09Г2

0,12

1,4-1,8

0,17-0,37

0,04

0,035

£ 0,3

-

-

0,07-0,3

0,12

ГОСТ 19282-73

16Г2АФ

0,14-0,2

1,3-1,7

0,2-0,6

0,04

0,035

0,04

0,3

0,15

-

10Г2С1

£ 0,12

1,3-1,65

0,8-1,1

0,035

0,04

£ 0,3

0,3

17ГС

0,14-0,2

1,0-1,4

0,4-0,6

0,035

0,04

£ 0,3

0,3

17Г1С

0,15-0,2

1,15-1,55

0,4-0,6

0,035

0,04

£ 0,3

0,3

13ГС

0,11-0,15

1,15-1,45

0,4-0,6

0,02

0,025

-

-

13Г2АФ

0,11-0,17

1,3-1,7

-0,4

0,02

0,025

-

-

0,1

0,02

10Г2ФБ

0,12-0,13

1,75

0,35

0,01

0,02

-

-

0,12

0,05

10Г2Т

0,12

1,75

0,35

0,005

0,02

0,09

17Г2СФ

0,15-0,2

1,2-1,6

-0,6

0,035

0,03

0,08

10Г2ФТ-У

0,13

1,75

0,35

0,008

0,02

0,12

09Г2ФБ

0,13

1,7

0,35

0,01

0,02

0,5

0,09

0,05

0,07

08Г2ФЮ

0,11

1,7

0,35

0,01

0,02

Al -0,06

0,12

10Г2

0,07-0,15

1,2-1,6

0,7-0,37

0,035

0,035

09Г2СФ

0,13

1,3-1,7

0,5-0,8

0,015

0,025

Al -0,02-0,05

0,06-0,09

Х70

0,12

1,7

0,5

0,01

0,02

Мо 0,3

0,06

0,08

Механические свойства отечественной стали

ТУ, ГОСТ

Марка стали

Толщина листа, мм

Времен­ное сопротив­ление МПа

Предел текучести, МПа

Относи­тельное удлине­ние

Ударная вязкость, Дж/см2

+20

-20

-40

ТУ 14-2-75-72

СТ3сп

До 12

370

225

22

-

-

-

ГОСТ 380-71

СТ2кп

До 20

320-410

215

33

-

-

-

ГОСТ 380-71

СТ3кп

До 20

360-460

235

27

-

-

-

ГОСТ 380-71

СТ3пс

До 20

370-480

245

26

69

29

-

ГОСТ 380-71

СТ3сп

До 20

370-480

245

26

69

29

-

ГОСТ 1050-74

18сп

До 20

370-540

235

25

-

29

-

ГОСТ 1050-74

20пс

До 20

410

245

25

-

-

-

ГОСТ 1050-74

20кп

До 20

410

245

25

-

-

-

ГОСТ 19282-73

09Г2С

До 20

470

325

21

59

-

34

ГОСТ 19282-73

09Г2

До 20

440

305

31

-

-

29

ГОСТ 19282-73

16ГАФ

До 32

590

445

20

-

-

39

Химический состав марок импортной стали

ТУ, ГОСТ

Марка стали

Содержание элементов, %

С

М n

Si

S

Р

Cr

Ni

С u

V

N

Nb

Ti

Х-42

£ 0,28

£ 1,25

£ 0,05

£ 0,04

Х-46

£ 0,3

£ 1,35

£ 0,05

£ 0,04

Х-52

Х-56

£ 0,26

£ 1,35

£ 0,05

£ 0,04

0,005

0,02

0,03

Х-60

Х-65

£ 0,26

£ 1,4

£ 0,05

£ 0,04

0,005

0,02

Х-70

£ 0,23

£ 1,6

£ 0,05

£ 0,04

Механические свойства импортной стали

ТУ, ГОСТ

Марка стали

Толщина листа, мм

Временное сопротивление, МПа

Предел текучести, МПа

Относительное удлинение, %

Ударная вязкость, Дж/см2

+20

-20

-40

Х-42

414

289

20,5

Х-46

434

317

19,5

Х-52

Д<508 мм, любой S

455

359

19

Х-52

Д>508 мм, S >8,7

455

359

19

Х-52

Д>508 мм, S <8,7

496

359

17,5

Х-56

Д<508 мм, любой S

489

384

17,5

Х-56

Д>508 мм, S >8,7

489

384

17,5

Х-56

Д>508 мм, S <8,7

517

384

17

Х-60

Д<508 мм, любой S

517

414

17

Х-60

Д>508 мм, S >8,7

517

414

17

Х-60

Д>508 мм, S <8,7

537

414

16

Х-65

Д<508 мм, любой S

551

448

16,5

Х-65

Д>508 мм, S >8,7

551

448

16,5

Х-65

Д>508 мм, S <8,7

530

448

16

Х-70

565

482

15,5

Трубы по стандарту API 5 L классифицируются по пределу текучести в фунтах на квадратный дюйм, деленному на 1 000. Для перевода в систему СИ цифру индекса умножают на 7,03.

Задвижки

Рис. 1. Задвижка стальная клиновая с выдвижным шпинделем серии ЗКЛ2-16 (30с41нж1)

Рис. 2. Задвижка стальная клиновая с выдвижным шпинделем серии ЗКЛПЭ-16с электроприводом (30нж 941ст., D у =50+150 мм)

Рис. 3. Задвижка стальная клиновая с выдвижным шпинделем с патрубками под приварку 30с905нж

Рис. 4. Задвижки стальные клиновые с выдвижным шпинделем:

а - серии ЗКЛПЭ-16 с электроприводом (30с941нж); б - серии ЗКЛ2-16 с коническим редуктором (30с541нж)

Рис. 5. Задвижки стальные клиновые с выдвижным шпинделем:

а - ручная ЗКЛ2 40; б - с электроприводом ЗКЛПЭ-40

Рис. 6. Кран стальной пробковый со смазкой 11с20бк

Рис. 7. Кран стальной пробковый со смазкой с червячным редуктором 11с320бк

Рис. 8. Задвижка стальная клиновая с выдвижным шпинделем 30с97нж (225.00.00)

Рис. 9. Задвижки стальные клиновые с выдвижным шпинделем:

а - ручная 30с76нж; б - с коническим редуктором 30с576нж; в - с электроприводом 30с976нж

Рис. 10. Задвижка стальная клиновая с выдвижным шпинделем фланцевая 30сббнж

Рис. 11. Задвижка стальная клиновая с выдвижным шпинделем фланцевая 3296

Рис. 12. Задвижки стальные клиновые с выдвижным шпинделем фланцевые:

30с64нж, 30с564нж - с коническим редуктором; 30с964нж-с электроприводом

Рис. 13. Задвижка стальная клиновая с выдвижным шпинделем ЗКЛ2 - 160

Рис. 14. Задвижка стальная клиновая с выдвижным шпинделем муфтовая ЗКС - 160

Рис. 15. Задвижка стальная клиновая с выдвижным шпинделем с электроприводом ЗКЛПЭ - 64 с D у = 1200мм

Рис. 16. Задвижка стальная клиновая- с выдвижным шпинделем с электроприводом ЗКЛПЭ - 75

Номенклатурный каталог Алексинского завода Тяжпроммаш

(1997г.)

КРАНЫ ШАРОВЫЕ

Наименование изделия

Условное обозначение

Д N , мм

МПа

Класс герметичности затвора по ГОСТ 9544-93

Рабочая среда

Установка

Вес, кг (не более)

Кран шаровой с ручным приводом, фланцевый с ответными фланцами, климатическое исполнение У1

МА 39010-02

50

1,6

В

Для нефтепродуктов и неагрессивного природного газа с t от 40 до +80 ° С

Надземная

12,3

80

21,2

100

36

150

88

200

150

300

290

МА 39015-01

50

Для воды и пара с t до +180 ° С

12,3

80

21,2

100

36

150

88

200

150

Кран шаровой с ручным приводом с концами под приварку, климатич. исполнение У1 (ХЛ1)

11лс60п

50

8,0

А

Для неагрессивного природного газа с t от -45 (-60) до+80 °С

Надземная

15

(11лс60п1)

80/50

17

100

53

150

140

Кран шаровой с ручным приводом, фланцевый с ответными фланцами, климатическое исп. У1

11лс60п4

150

270

Кран шаровой с ручным приводом с концами под приварку, климатич. исполнение

11лс60п

(11лс60п1)

200

В

290

11лс68п

(11лс68п1)

300

605

У1 (ХЛ1)

11лс68п6

(11лс68п7)

400

1150

11лс68п4

(11лс68п5)

Подземная

1400

11лс62р2

(11лс62рЗ)

700

Надземная

3800

11лс62р6*

(11лс62р7*)

5100

11лс62р

(11лс62р1)

Подземная

4350

Кран шаровой с пневмогидроприводом, c концами под приварку, климат, исполнение У1 (ХЛ1)

11лс660п

50

А

Надземная

28

(11лс660п1)

80/50

30

100

80

150

185

11лс660п6

(11лс660п7)

150

Подземная

275

11лс(6)760п

(11лс(6)760п1)

200

В

Надземная

350

11лс(6)760п6

(11лс(6)760п7)

Подземная

470

11лс(6)768п

(11лс(6)768п1)

300

Надземная

650

11лс(6)768п2

(11лс(6)768п3)

Подземная

820

Кран шаровой с пневмогидроприводом, с концами под приварку, климат, исполнение У1 (ХЛ1)

11лс(6)768п6

(11лс(6)768п7)

400

8,0

В

Для неагрессивного природного газа с t от -45 (-60) до+80 °С

Надземная

1400

11лс(6)768п4

(11лс(6)768п5)

Подземная

1700

11лс(6)762р6

(11лс(6)762р7)

700

Надземная

4100

11лс(6)762р**

(11лс(6)7б2р1**)

Подземная

4800

11лс(6)762р4

(11лс(6)762р5)

4700

11лс(6)768п6**

1000

Надземная

11400

11лс(6)768п6

(11лс(6)768п7)

11200

11лс(6)768п4**

(11лс(6)768п5**)

Подземная

12300

11лс(6)768п4

(11лс(6)768п5)

12100

11лс(6)762р**

(11лс(6)762р1**)

1200

24500

11лс(6)762р4

(11лс(6)762р5)

24200

11лс(6)762р**

(11лс(6)762р1**)

1400

26000

11лс(6)762р4

(11лс(6)762р5

25700

11лс(6)768п8

300

10,0

Для неагрессивного природного газа с t от -45 (-60) до +80 °С

Надземная

650

11лс(6)768п10

(11лс(6)768п11)

Подземная

820

Кран шаровой с ручным приводом, с концами под приварку, климат, исполнение У1 (ХЛ1)

11лс68п6

(11лс68п7)

500***

Надземная

2200

11лс68п4

Подземная

2550

Кран шаровой с пневмо- и гидроприводом, с концами под приварку, климат, исполнение У1 (ХЛ1)

11лс(6)768п6

(11лс(6)768п7)

Надземная

2400

11лс(6)768п4

(11лс(6)768п5)

Подземная

2800

Кран шаровой с ручным приводом, с концами под приварку, климат, исполнение У1 (ХЛ1)

11лс62р8

(11лс62р9)

700

4350

Кран шаровой с пневмо- и гидроприводом, с концами под приварку, климат, исполнение У1 (ХЛ1)

11лс(6)762р8

(11лс(6)762р9)

4700

11лс(6)768п

(11лс(6)768п1)

1000

12100

11лс(6)768п8**

(11лс(6)768п9**)

12300

11лс(6)768п2

(11лс(6)768п3)

Надземная

11200

11лс(6)762р6**

(11лс(6)762р7**)

1400

Подземная

26000

11лс(6)762р8

(11лс(6)762р9)

25700

Кран шаровой с ручным приводом, с концами под приварку, климатическое исполнение У1

11с45п3

150

12,5

А

Для неагрессивного природного газа с t от -45 (-60) до +80 ° С

Подземная

230

Кран шаровой с пневмогидро­приводом , с концами под приварку, климат. исполнение У1 (ХЛ1)

11с(6)745п8

(11лс(6)745п8)

336

11с(6)745п6

(11лс(6)745п6)

Надземная

248

11лс(6)745п8)

200

В

Подземная

470

(11лс(6)768п3)

400

Надземная

1400

11лс(6)768п

Подземная

1700

500

2800

Кран шаровой с ручным приводом, с концами под приварку, климатич. исполнение У1 (ХЛ1)

11с45п

50

16,0

А

Надземная

15

(11лс45п)

80/50

17

100

58

150

189

Кран шаровой с ручным приводом, фланцевый, климатич. исполнение У1 (ХЛ1)

11с45п1

(11лс45п1)

150

255

Кран шаровой с ручным приводом, с концами под приварку, климатич. исполнение У1 (ХЛ1)

11с45п

(11лс45п)

200

В

290

11с45п

(11лс45п)

400

Подземная

1400

11с45п1

(11лс45п1)

Надземная

1150

Кран шаровой с пневмоприводом, с концами под приварку, климатич. исполнение У1 (ХЛ1)

11с(6)745п

50

А

28

(11лс(6)745п)

80/50

30

100

86

Кран шаровой с пневмогидроприводом , с концами под приварку, климатич. исполнение У1 (ХЛ1)

150

248

200

В

350

11с745п

(11лс745п)

400

Подземная

1700

11с745п1

(11лс745п1)

Надземная

1400

Кран шаровой с ручным приводом, с концами под приварку, климатическое исполнение У1

MA 39230 M -02

100

20,0

А

Для природного газа с t от -40 до +80 ° С(для подз. газохранилищ)

55

Кран шаровой с пневмоприводом, с концами под приварку, климатическое исполнение У1

МА39230М-01

120

Примечания:

* кран шаровой с концом под приварку и односторонним фланцевым разъемом.

** кран шаровой с ААЗК (автомат аварийного закрытия крана).

*** возможность использования шаровых кранов на давление 8, МПа.

1. Обозначения и значения, указанные в скобках, относятся к климатическому исполнению ХЛ1.

2. Обозначение типа "80/50" означает, что условный проход в затворе сужен до 50 мм.

3. Температура окружающей среды:

- климатическое исполнение У1- от -45 до +50 °С;

- климатическое исполнение ХЛ1 - от -60 до+40°С.

ЗАДВИЖКИ ПАРАЛЛЕЛЬНЫЕ

Наименование изделия

Условное обозначение

Д N , мм

Р N , МПа

Класс герметичности затвора по ГОСТ 9544-93

Рабочая среда

Материал задвижки

Вес, кг (не более)

Задвижка параллельная поворотная, с ручным управлением, фланцевая с отв. фланцами, климат, исполнение У1

ЗПП-050-02

50

1,6

В

Нефтепродукты (бензины, диз. топливо, масла) с t от -40 до +90 ° С

Сталь 20

10

ЗПП-050-06

Нефтепродукты и неагр. природн. газ с t от-40 до+80 °

ЗАДВИЖКИ КЛИНОВЫЕ

Наименование изделия

Условное обозначение

Д N , мм

Р N , МПа

Класс герметичности затвора по ГОСТ 9544-93

Рабочая среда

Материал задвижки

Вес, кг (не более)

Задвижка клиновая с выдвижным шпинделем, фланцевая, с ручным приводом и под электропривод для воды, пара, жидких и газообразных нефтепродуктов

МА 11021-10

80

1,6

D

С t до +300 ° С

Сталь 20

44

100

45

МА 11021-02

(МА 11021)

150

С

С t до +425 ° С

Сталь 20Л, 25Л

175(165)

200

175(172)

МА 11021-10

(МА 11021-07)

250

290

(347)

МА11071-10

(МА 11071-07)

С t до +565 ° С

Сталь 10Х18Н9Л

МА 11071-13

Агрессивные среды с t до +200 ° С

Сталь 12X18Н1 2-МЗТЛ

МА 11071-16

300

440

МА 11021-10

(МА 11021-07)

С t до+425 ° С

Сталь 20Л, 25Л

(467)

МА11071-10

С t до+565°С

Сталь

(МА 11071-07)

350- 300

10Х18Н9Л

450

МА11021-10

(МА 11021-07)

С t до+425 ° С

Сталь 20Л, 25Л

(467)

(МА11071-19)

Агрессивные среды с t до +200 ° С

Сталь 12X18Н12-МЗТЛ

МА 11031-10

(МА 11031-07)

400-300

C t до +565 ° C

Сталь 10Х18Н9Л

500

(527)

МА11021-10

(МА 11021-07)

C t до +425 ° C

Сталь 20Л, 25Л

МА 11031-09

Агрессивные среды C t до +200 ° C

Сталь 12X18Н12-МЗТЛ

МА 11021-04

(МА11021-01)

600

С t до +425 ° С

Сталь 20Л, 25Л

1940

(1898)

МА11021-10

(МА 11021-07)

C t до +565 ° C

Сталь 10Х18Н9Л

Задвижка клиновая с выдвижным шпинделем, фланцевая, с ручным приводом и под электропривод для воды, пара, жидких и газообразных нефтепродуктов

МА 11022-02

(МА11022)

80

2,5

C t до +425 ° C

Сталь 20Л, 25Л

62

(65)

100

65

(75)

150

190

(182)

200

225

(217)

МА 11022-01

(МА11022-13)

300

D

542

(484)

МА 11022-01

(МА11022-13)

400/ 300

595

(576)

МА 11022-10

(МА 11022-07)

С

Жидкий и газообразный аммиак с t от-40 до +150 ° С

695

(576)

Задвижка клиновая с невыдвижным шпинделем, фланцевая, с ручным приводом и под электропривод

30с527нж

(30с927нж)

600

D

C t до +300 ° C

1985

(2090)

Задвижка клиновая с выдвижным шпинделем, фланцевая, с ручным приводом и под электропривод для воды, пара, жидких и газообразных нефтепродуктов

МА 11024-02

(МА11024)

80

4,0

С

C t до +425 ° C

65

100

70

(75)

150

200

(187)

200

240

(227)

ЗКЛ2-40угл

(ЗКЛПЭ-40угл)

300

С t до +425 ° С

560

(564)

ЗКЛ2-40нж

(ЗКЛПЭ-40нж)

C t до +565 ° C

Сталь 10Х18Н9Л

ЗКЛ2-64

(ЗКЛПЭ-64)

300

6,3

C t до +425 ° C

Сталь 20Л, 25Л

1060

(988)

30с576нж

Вода, пар с t до +300 ° С

30с576нж

(30с976нж)

400/ 300

Вода, пар, масла, нефть с t до +300 ° С

1480

(1538)

Задвижка клиновая с выдвижным шпинделем, с концами под приварку, под электропривод

(ЗКЛПЭ-75)

350

8,0

Нефть с t от -40 до +90 ° С

(1165)

500

(2325)

Задвижка клиновая с выдвижным шпинделем, фланцевая, под электропривод

(31с916нжБ)

100

10,0

Жидкие и газообразные среды с t от -40 до + 300 ° С

(217)

150

(399)

200/ 150

(479)

Примечания:

1. Обозначения и значения, указанные в скобках, относятся к клиновым задвижкам под электропривод.

2. Температура окружающей среды для всех задвижек от -45 до +40 °С.

3. По заказу возможна поставка задвижек с комплектом ответных фланцев.

4. Масса задвижек указана без масс ответных фланцев и электроприводов.

5. Обозначение типа "350/300" означает, что условный проход в затворе сужен до 300 мм.

Содержание

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

2. ПОРЯДОК ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТ

3. СОСТАВ ИСПОЛНИТЕЛЬНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ

4. ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ПЛАН ПЛОЩАДКИ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА ГРС, ИСПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ЧЕРТЕЖИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ ГРС

5. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА ГРС

6. СХЕМА ЭЛЕМЕНТОВ ГРС С ПРИСВОЕННЫМИ НОМЕРАМИ

7. ТАБЛИЦЫ УСТАНОВЛЕННОЙ ЗАПОРНОЙ, ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНОЙ, РЕГУЛИРУЮЩЕЙ АРМАТУРЫ И СОСУДОВ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ

8. СОСТАВЛЕНИЕ ПАСПОРТОВ НА ЭЛЕМЕНТЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

9. ВИЗУАЛЬНЫЙ И ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЙ КОНТРОЛЬ ЭЛЕМЕНТОВ ТРУБОПРОВОДОВ И СВАРНЫХ СТЫКОВ

10. ИЗМЕРЕНИЕ ТВЕРДОСТИ ЭЛЕМЕНТОВ ТРУБОПРОВОДОВ

11. ИЗМЕРЕНИЕ МАГНИТНЫХ ПАРАМЕТРОВ ЭЛЕМЕНТОВ ТРУБОПРОВОДОВ

12. ТОЛЩИНА СТЕНОК ЭЛЕМЕНТОВ И ТРУБ

13. ДЕФЕКТОСКОПИЯ ЭЛЕМЕНТОВ ТРУБОПРОВОДОВ

14. РАСЧЕТ МИНИМАЛЬНО ДОПУСТИМОЙ ТОЛЩИНЫ СТЕНКИ ЭЛЕМЕНТА

15. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕХАНИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК МАТЕРИАЛОВ И МАРКИ СТАЛИ

16. ПАСПОРТ НА АНТИКОРРОЗИОННУЮ ИЗОЛЯЦИЮ ПОДЗЕМНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

17. ПАСПОРТ НА АНТИКОРРОЗИОННУЮ ЗАЩИТУ ПОДЗЕМНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ СРЕДСТВАМИ ЭХЗ

18. СОСТАВЛЕНИЕ ПАСПОРТА НА АРМАТУРУ

19. ПАСПОРТ НА СОСУДЫ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ

20. ТРЕБОВАНИЯ К ПЕРСОНАЛУ

21. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

22. ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ РАБОТ

23. ОСНОВНЫЕ СОКРАЩЕНИЯ

ПРИЛОЖЕНИЕ А (обязательное) Список использованной литературы

ПРИЛОЖЕНИЕ Б (обязательное) ПАСПОРТА НА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ЭЛЕМЕНТЫ ГРС

ПРИЛОЖЕНИЕ В (обязательное) Таблица фасонных изделий и труб диаметром менее 100 мм

ПРИЛОЖЕНИЕ Г (обязательное) Схема замера параметров элементов ТПО

ПРИЛОЖЕНИЕ Д (обязательное) Паспорт на запорную арматуру

ПРИЛОЖЕНИЕ Ж (обязательное) Паспорт на антикоррозионную защиту подземных технологических трубопроводов ГРС средствами ЭХЗ

ПРИЛОЖЕНИЕ И (обязательное) Паспорт на антикоррозионное покрытие подземных технологических трубопроводов ГРС

ПРИЛОЖЕНИЕ К (обязательное) СПРАВОЧНЫЕ МАТЕРИАЛЫ

Еще документы скачать бесплатно

Интересное

Гост 10704 91 Гост 15150 Гост 2590 2006 Гост 8240 97 Гост бетон Календарный план Момент затяжки болтов Плотность нефтепродуктов Рмг 29 99 Сварка арматуры гост Сортамент Двутавров Состав рабочей документации Состав рабочей документации в строительстве Условные обозначения Швеллер сортамент