Отт75. 180. 00ктн37009 (с изм. 1 4) общие технические требования
 Скачать 1.32 Mb.
|
|
6.2 Показатели назначения материалов 6.2.1 Материалы, из которых изготавливаются детали камер, воспринимающие давление рабочей среды и разделяющие рабочую и окружающую среду, должны соответствовать требованиям государственных, отраслевых стандартов, разрешенных к применению Ростехнадзором. 6.2.2 Механические характеристики и химический состав материалов должны быть подтверждены сертификатами предприятия-изготовителя. 6.2.3 Соответствие материалов требованиям стандартов или технических условий должно подтверждаться сертификатами предприятий-поставщиков или протоколами испытаний предприятия-изготовителя по методике, предусмотренной нормативной документацией на соответствующий материал. 6.2.4 Для новых марок сталей (не включенных в нормативную документацию ПАО «Транснефть» по сварке) должна выполняться исследовательская аттестация технологии сварки. Завод-изготовитель должен передавать образцы-свидетели в организации, согласованные с ПАО «Транснефть» для проведения аттестации. 6.2.5 При выборе материалов для данного вида климатического исполнения (У, ХЛ, УХЛ) камер должно приниматься нижнее значение температуры окружающего воздуха в соответствии с таблицей 5.1. Расчетная температура стенки – плюс 80 ºС. Док ум ент я вляется собственнстью ПАО « Транснефть ». Док ум ент не м ожет быть п олностью или частично восп роизведен , тиражирован и расп ространен без разрешения ПАО « Транснефть » ПАО «Транснефть» Общие технические требования Камеры запуска и приема средств очистки и диагностики линейной части магистральных нефтепроводов ОТТ-75.180.00-КТН-370-09 13 6.2.6 Материалы должны быть стойкими к рабочей среде и окружающим условиям Скорость коррозии материала корпуса и сварных швов должна быть не более 0,1 мм/год при воздействии внешних факторов, указанных в подразделах 5.2 и 5.3 настоящего документа. 6.2.7 (Исключен. Изм. № 2). Таблица 6.2 ( Исключена. Изм. № 2). 6.2.8 Значения эквивалента углерода [С] Э , характеризующего свариваемость стали, не должно превышать 0,43. Расчет [С] Э производить по следующей формуле: (1) где C, Mn, Cr, Mo, V, Ni, Cu и B − массовые доли в стали соответственно: углерода, марганца, хрома, молибдена, ванадия, никеля, меди и бора (в процентах). Медь, никель, хром, содержащиеся в сталях как примеси, при расчете [С] Э не учитывать, если их суммарное содержание не превышает 0,20 %. Величина эквивалента углерода низколегированной стали, только с кремнемарганцевой системой легирования рассчитывается по формуле: (2) 6.2.9 Корпусные детали должны подвергаться термообработке. - для толщин стенок до 18 мм должен применяться высокотемпературный отпуск (максимальный нагрев не менее 630 о С); - для толщин стенок свыше 18 мм должна применяться нормализация или закалка с отпуском. 6.2.10 (Исключен. Изм. № 4) 6.2.11 Остаточная намагниченность изделий не должна превышать 20 Гс. 6.2.12 Испытания на ударный изгиб для основного металла проводить на образцах KCV по ГОСТ 9454. Механические свойства материала камер должны соответствовать требованиям таблицы 6.3. Док ум ент я вляется собственнстью ПАО « Транснефть ». Док ум ент не м ожет быть п олностью или частично восп роизведен , тиражирован и расп ространен без разрешения ПАО « Транснефть » ПАО «Транснефть» Общие технические требования Камеры запуска и приема средств очистки и диагностики линейной части магистральных нефтепроводов ОТТ-75.180.00-КТН-370-09 14 Т а б л и ц а 6.3 – Механические свойства материала камер № п/п Наименование элемента камеры Твердость, не более Твердость в зоне термического влияния после сварки, не более Предел текучести Rp 0,2 , МПа, не менее Ударная вязкость при температуре минус 40 °С (для климатического исполнения У) и минус 60 °С (для климатических исполнений ХЛ, УХЛ), Дж/см 2 , не менее 1 2 3 4 5 6 1 Корпус, опоры, патрубки Низко- углеродистая сталь 200 НV 10 250 HV 10 245 24,5 Низко- легированная сталь 240 НV 10 275 HV 10 Коррозионно- стойкая сталь В соответствии с НД на марку стали 2 Шпильки, болты 29,4 3 Гайки 29,4 6.2.13 Материалы основных элементов камеры должны соответствовать: - сталь листовая категории не ниже 6 по ГОСТ 19281, категории не ниже 8 по ГОСТ 5520 для исполнений УХЛ, ХЛ; категории не ниже 6 по ГОСТ 5520 для исполнения У. Каждый лист должен быть подвергнут ультразвуковому контролю, по классу сплошности 1 в соответствии с ГОСТ 22727; - поковки по ГОСТ 8479 категории прочности не ниже КП 245 группы IV для камер PN до 8,0 МПа включительно, группы V для камер PN 10,0 МПа и выше категории не ниже 6 по ГОСТ 19281 для исполнений УХЛ, ХЛ. Поковки должны быть термообработаны. Каждая поковка в объеме 100 % должна быть подвергнута контролю ультразвуковым или другим равноценным методом; - трубы бесшовные должны быть термообработаны; - трубы прямошовные должны соответствовать требованиям ОТТ-23.040.00- КТН-135-15. 6.2.12, 6.2.13 (Измененная редакция. Изм. № 4) 6.2.14 Материалы, применяемые для изготовления камер, сборочных единиц, деталей и их масса должны указываться в конструкторской документации. 6.2.15 Материалы крепежных деталей должны выбираться с коэффициентом линейного расширения, близким по значению коэффициенту линейного расширения Док ум ент я вляется собственнстью ПАО « Транснефть ». Док ум ент не м ожет быть п олностью или частично восп роизведен , тиражирован и расп ространен без разрешения ПАО « Транснефть » ПАО «Транснефть» Общие технические требования Камеры запуска и приема средств очистки и диагностики линейной части магистральных нефтепроводов ОТТ-75.180.00-КТН-370-09 15 материала фланца. При этом разница в значениях коэффициентов линейного расширения не должна превышать 10 %. 6.2.16 Гайки и шпильки для соединений, работающих под давлением, должны изготавливаться из сталей с разной твердостью так, чтобы твердость гаек была ниже твердости шпилек не менее чем на 15 НВ. 6.2.17 (Исключен. Изм. № 4). 6.2.18 Эллиптические днища всего ряда номинальных давлений должны соответствовать ГОСТ 6533. 6.2.19 Уплотнительные элементы затвора должны быть выполнены из масло- бензостойких материалов. Материал уплотнительных элементов должен быть предназначен для работы со средой с параметрами, указанными в разделе 5.3, а также при температурах окружающей среды, указанных в таблице 5.1. 6.2.20 Допускается замена материалов на другие марки, свойства которых не ухудшают качества деталей и камеры в целом и соответствуют требованиям настоящего документа. 6.2.21 Материальное исполнение, качество деталей и камеры в целом должны обеспечивать ее надежную эксплуатацию в течение назначенного срока службы, предусмотренного настоящим документом. 7 Конструктивные особенности 7.1 Конструктивные особенности камер для стационарных узлов запуска и приема СОД 7.1.1 Конструкция камер должна обеспечивать надежность и безопасность эксплуатации в течение всего срока службы и предусматривать возможность проведения технического освидетельствования, очистки, полного опорожнения, продувки, ремонта, эксплуатационного контроля металла и соединений. 7.1.2 Камера должна представлять собой два цилиндрических корпуса, диаметр одного из которых равен диаметру магистрального нефтепровода (номинальная часть), другой – увеличенного диаметра (расширенная часть), которые соединены между собой эксцентрическим переходом в соответствии с таблицей 7.2, 7.3. 7.1.3 Для обеспечения доступа во внутреннюю полость на камере должен быть установлен байонетный концевой затвор. Камера должна обеспечивать следующие конструкционные и эксплуатационные характеристики по работе байонетного концевого затвора: - время открытия (закрытия) затвора не более 10 минут; - свободное перемещение крышки при открытии (закрытии). Док ум ент я вляется собственнстью ПАО « Транснефть ». Док ум ент не м ожет быть п олностью или частично восп роизведен , тиражирован и расп ространен без разрешения ПАО « Транснефть » ПАО «Транснефть» Общие технические требования Камеры запуска и приема средств очистки и диагностики линейной части магистральных нефтепроводов ОТТ-75.180.00-КТН-370-09 16 7.1.4 Управление байонетным концевым затвором камеры должно осуществляться вручную. Байонетный концевой затвор должен быть оборудован предохранительным устройством, исключающим возможность его открывания при наличии давления в камере. 7.1.3, 7.1.4 (Измененная редакция. Изм. № 4) 7.1.5 Концевой затвор должен быть оборудован предохранительным устройством, исключающим возможность его открывания при наличии избыточного давления в камере и не допускать пропуска рабочей среды. 7.1.6 Конструкция камеры должна предусматривать боковой подвод нефти на камере запуска СОД и боковой отвод нефти на камере приема СОД. 7.1.7 На камере запуска СОД должны быть предусмотрены следующие патрубки: - патрубок подвода нефти; - патрубок для установки запасовочного устройства; - два патрубка для присоединения дренажных трубопроводов; - два патрубка для присоединения трубопроводов газовоздушной линии; - патрубок для установки манометра; - патрубок для установки датчика давления; - патрубок для подачи пара или инертного газа. 7.1.8 На камере приема СОД должны быть предусмотрены следующие патрубки: - два патрубка отвода нефти; - два патрубка для присоединения дренажных трубопроводов; - патрубок для присоединения трубопровода газовоздушной линии; - патрубок для установки манометра; - патрубок для установки датчика давления; - патрубок для подачи пара или инертного газа. 7.1.9 Диаметры технологических патрубков камер запуска и приема СОД должны соответствовать параметрам, приведенным в таблице 7.1. Т а б л и ц а 7.1 – Технологические патрубки камер запуска и приема СОД В миллиметрах Условный проход нефтепровода, DN 150 200 250 300 350 400 500 700 800 1000 1050 1200 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 Патрубок подвода нефти, D1 (А) 100 150 200 250 300 500 700 700 800 Патрубки отвода нефти, D1 (Б) 100 150 200 250 300 500 700 700 800 Док ум ент я вляется собственнстью ПАО « Транснефть ». Док ум ент не м ожет быть п олностью или частично восп роизведен , тиражирован и расп ространен без разрешения ПАО « Транснефть » ПАО «Транснефть» Общие технические требования Камеры запуска и приема средств очистки и диагностики линейной части магистральных нефтепроводов ОТТ-75.180.00-КТН-370-09 17 Окончание таблицы 7.1 Условный проход нефтепровода, DN 150 200 250 300 350 400 500 700 800 1000 1050 1200 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 Патрубки для присоединения дренажных трубопроводов, D2 (М) 50 100 150 Патрубки для присоединения трубопроводов газо- воздушной линии (Г) 50 Патрубок для установки манометра (К) 15 Патрубок для установки датчика давления (В) 15 Патрубок для подачи пара или инертного газа (Д) 15 Патрубок для установки запасовочного устройства (Ж) 100 150 200 300 7.1.10 Расположение патрубков камер запуска и приема СОД должны соответствовать указанным на рисунках 1 и 3 соответственно. 7.1.11 Камера запуска СОД (рисунок 1) должна иметь конструктивные параметры, приведенные в таблице 7.2. Док ум ент я вляется собственнстью ПАО « Транснефть ». Док ум ент не м ожет быть п олностью или частично восп роизведен , тиражирован и расп ространен без разрешения ПАО « Транснефть » ПАО «Транснефть» Общие технические требования Камеры запуска и приема средств очистки и диагностики линейной части магистральных нефтепроводов ОТТ-75.180.00-КТН-370-09 18 А – патрубок подвода продукта; В – патрубок для датчика давления; Г – патрубки для присоединения трубопроводов газовоздушной линии; Д – патрубок для подачи пара или инертного газа; Ж – патрубок для установки запасовочного устройства; К – патрубок для установки манометра; М – патрубки для присоединения дренажных трубопроводов; Н – датчик контроля герметичности. Рисунок 1 – Камера запуска СОД (Измененная редакция. Изм. № 4). Т а б л и ц а 7.2 – Конструктивные размеры камеры запуска СОД В миллиметрах № п/п Наименование показателей и единицы измерения Значение 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 1 Номинальный диаметр трубопровода DN 150 200 250 300 350 400 500 700 800 1000 1050 1200 2 Проходное сечение номинальной части камеры D Н 150 200 250 300 350 400 500 700 800 1000 1050 1200 3 Проходное сечение расширенной части камеры, изготовленной из обечайки D Р 200 250 300 350 400 500 600 800 900 1100 1200 1300 4 Номинальный наружный диаметр трубной заготовки для изготовления расширенной части 1) 219 273 325 356 426 530 630 820 1020 1220 1220 1420 5 Минимальная длина камеры запуска СОД L 8100 8300 6900 6900 7600 7700 11600 11300 13700 13700 13700 6 Минимальная длина расширенной части камеры L1 6100 6300 4500 4500 4900 5000 8600 8300 10400 7 Расстояние от затвора камеры до патрубка подвода продукта L2 500 600 800 1000 1200 Док ум ент я вляется собственнстью ПАО « Транснефть ». Док ум ент не м ожет быть п олностью или частично восп роизведен , тиражирован и расп ространен без разрешения ПАО « Транснефть » ПАО «Транснефть» Общие технические требования Камеры запуска и приема средств очистки и диагностики линейной части магистральных нефтепроводов ОТТ-75.180.00-КТН-370-09 19 Окончание таблицы 7.2 № п/п Наименование показателей и единицы измерения Значение 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 8 Минимальное расстояние от патрубка подвода продукта до запасовочного патрубка L3 6600 6800 5400 5400 5800 5900 9600 9300 11700 11700 11700 9 Расстояние от оси камеры до опоры Н 950 950 1000 1000 1050 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1) Проходное сечение трубы должно обеспечивать запасовку СОД без повреждения Таблица 7.2 (Измененная редакция. Изм. № 4). 7.1.12 Конструкция камеры запуска должна обеспечивать возможность осуществления передней запасовки внутритрубных СОД. Конструкция запасовочного устройства приведена на рисунке 2. Рисунок 2 – Запасовочное устройство Запасовочное устройство должно крепиться на фланец патрубка для установки запасовочного устройства, приваренного к номинальной части камеры запуска (рисунок 1). Запасовочное устройство должно состоять из трубы с приваренным крепежным ответным фланцем и двух направляющих роликов. Длина трубы с роликом L, входящая в патрубок, должна обеспечивать нахождение направляющего ролика в центре номинальной части камеры запуска. Вращающиеся и трущиеся детали запасовочного устройства должны быть изготовлены из материалов, исключающих искрообразование. Допускаемая нагрузка на трос должна соответствовать требованиям 14.3, при этом трос должен свободно проходить через отверстие запасовочного устройства. (Измененная редакция. Изм. № 4). 7.1.13 Камера приема СОД (рисунок 3) должна иметь конструктивные параметры, приведенные в таблице 7.3. Док ум ент я вляется собственнстью ПАО « Транснефть ». Док ум ент не м ожет быть п олностью или частично восп роизведен , тиражирован и расп ространен без разрешения ПАО « Транснефть » ПАО «Транснефть» Общие технические требования Камеры запуска и приема средств очистки и диагностики линейной части магистральных нефтепроводов ОТТ-75.180.00-КТН-370-09 20 Б – патрубки отвода продукта; В – патрубок для установки датчика давления; Г – патрубок для присоединения трубопровода газовоздушной линии; Д – патрубок для подачи пара или инертного газа; К – патрубок для установки манометра; Л – сигнализатор прохождения СОД; М – патрубки для присоединения дренажных трубопроводов; Н – датчик контроля герметичности. Рисунок 3 – Камера приема СОД (Измененная редакция. Изм. № 4). Т а б л и ц а 7.3 – Конструктивные размеры камер приема СОД В миллиметрах № п/п Наименование показателей и единицы измерения Значение 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 1 Номинальный диаметр трубопровода DN 150 200 250 300 350 400 500 700 800 1000 1050 1200 2 Проходное сечение номинальной части камеры D Н 150 200 250 300 350 400 500 700 800 1000 1050 1200 3 Проходное сечение расширенной части камеры, изготовленной из обечайки D Р 200 250 300 350 400 500 600 800 900 1100 1200 1300 4 Номинальный наружный диаметр трубной заготовки для изготовления расширенной части 1) 219 273 325 356 426 530 630 820 1020 1220 1220 1420 5 Минимальная длина камеры приема СОД L 8500 8700 7150 7150 7300 7400 11800 11200 14600 6 Минимальная длина расширенной части камеры L1 7000 7200 5650 5650 6200 6300 10400 10200 12600 Док ум ент я вляется собственнстью ПАО « Транснефть ». Док ум ент не м ожет быть п олностью или частично восп роизведен , тиражирован и расп ространен без разрешения ПАО « Транснефть » ПАО «Транснефть» Общие технические требования Камеры запуска и приема средств очистки и диагностики линейной части магистральных нефтепроводов ОТТ-75.180.00-КТН-370-09 21 Окончание таблицы 7.3 № п/п Наименование показателей и единицы измерения Значение 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 7 Расстояние от затвора камеры до патрубка отвода нефти L2 500 500 500 500 600 600 800 1000 1200 8 Минимальное расстояние между патрубками отвода нефти L3 5850 6100 4500 4600 4900 5050 8700 8200 10200 9 Расстояние от оси камеры до опоры Н 950 950 1000 1000 1050 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1) Проходное сечение трубы должно обеспечивать запасовку СОД без повреждения. |