Отт75. 180. 00ктн37009 (с изм. 1 4) общие технические требования
 Скачать 1.32 Mb.
|
|
Таблица 7.3 (Измененная редакция. Изм. № 4) 7.1.14 На патрубках отвода нефти КП СОД должны предусматриваться решетки. 7.1.15 Элементы решетки (ребра) должны изготавливаться из листового или рулонного проката углеродистых или низколегированных марок стали, соответствующих требованиям подраздела 6.2. Основные показатели решеток должны соответствовать приведенным в таблице 7.4. Таблица 7.4 – Требования к решеткам В миллиметрах Условный проход патрубка отвода нефти, DN Толщина ребра, не менее Расстояние между ребрами, не более Расстояние между крайними ребрами и внутренней поверхностью ответвления, не более Количество ребер, не менее 1 2 3 4 5 100 6 - - 1 150 6 - - 1 200 6 - - 1 250 6 80 80 2 300 8 100 100 2 500 10 125 130 3 700 12 140 150 4 800 12 150 160 4 7.1.16 Рабочие торцы ребер не должны выступать за контур внутренней поверхности расширенной части КП СОД более чем на 2 мм. Зазор между торцом ребра и контуром внутренней поверхности расширенной части камеры СОД должен быть не более 5 мм. 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 22 7.1.17 Торцы ребер должны быть закруглены и не иметь переходов. Углы ребер должны быть закруглены радиусом 8-12 мм. 7.1.18 Зазор между консольными концами ребер и внутренней поверхностью патрубка не должен превышать 10 мм. 7.1.19 Ребра должны быть установлены параллельно оси камеры СОД. Разница между расстояниями двух соседних ребер, измеренная с двух противоположных торцов ребра не должна превышать 5 мм – для патрубков условным проходом DN 500, 700, 800; 2 мм – для патрубков условным проходом DN 100, 150, 200, 250, 300. 7.1.20 Допускается несимметричная установка ребер относительно оси патрубка отвода нефти. 7.1.21 Расстояние от торца патрубка до начала сварного шва приварки ребра к патрубку должно быть не менее 35 мм. 7.1.22 Длина привариваемого участка ребра к внутренней поверхности патрубка должна быть не менее: - 30 мм для патрубков до DN 250 включительно; - 40 мм для патрубков DN 300; - 50 мм для патрубков DN 500; - 60 мм для патрубков DN 700, 800. 7.1.23 Участок приварки ребер должен располагаться за кольцевым сварным соединением на расстоянии не менее 2-х толщин стенок патрубка отвода нефти. 7.1.23а Для исключения прохождения элементов ГРК и ПЗУ через патрубки отвода продукта допускается применять выемное приспособление – ловушку. Прием внутритрубных инспекционных приборов и очистных устройств с применением ловушки запрещен. Общий вид ловушки приведен на рисунке 3а. 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 23 Рисунок 3а – Общий вид ловушки. 7.1.23б Параметры ловушки приведены в таблице 7.4а. Т а б л и ц а 7.4а – Параметры ловушки № п/п Наименование показателей Значение 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 1 Номинальный диаметр КП DN 150 200 250 300 350 400 500 700 800 1000 1050 1200 2 Наружный диаметр ловушки, не более, мм 190 240 290 334 380 470 570 747 923 1090 1090 1255 3 Диаметр прутков, мм 25 4 Количество прутков, шт. 8 8 10 10 12 18 22 24 30 36 36 36 5 Длина ловушки, мм, не менее 6300 5900 5530 5510 4900 4970 8510 9860 9860 12300 12300 12280 7.1.23в Ловушка представляет собой полый цилиндр, образующая которого выполнена из равноудаленных прутков, связанных кольцами. Передняя часть ловушки представляет собой усечённый конус и предназначена для встречи ГРК и ПЗУ и их направления внутрь цилиндра. Задняя часть ловушки усилена по образующей обечайкой. Для удобства извлечения в задней части ловушки предусмотрены ручки. Участки ловушки, предполагающие размещение напротив отводных патрубков камеры приема СОД, дополнительно усилены ребрами жёсткости и более частым расположением связывающих колец. 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 24 7.1.23г Наружный диаметр ловушки должен обеспечивать свободное извлечение и запасовку ловушки. 7.1.23д Длина ловушки должна обеспечивать свободное открытие и закрытие затвора. 7.1.23е Ловушку изготавливают из искробезопасного материала. 7.1.23ж Ловушку монтируют в КП СОД на время приема ГРК и ПЗУ, по окончании работ ловушка подлежит демонтажу. 7.1.23и Для монтажа и демонтажа ловушки должен применяться лоток. Лоток должен обеспечивать сбор нефтешлама с ловушки после извлечения и хранение ловушки. 7.1.23к Лоток изготавливают из искробезопасных материалов». 7.1.23а – 7.1.23к (Введены дополнительно. Изм. №4). 7.1.24 На патрубках газовоздушной линии должны устанавливаться шаровые краны класса герметичности А (нет видимых протечек) по ГОСТ Р 54808, с комбинированным присоединением к трубопроводу (со стороны камеры – сварное, с другой стороны – фланцевое с ответным фланцем). 7.1.25 Наружная поверхность камеры должна иметь защитное антикоррозионное лакокрасочное покрытие, отвечающее требованиям раздела 8 настоящего документа. 7.2 Конструктивные особенности камер для временных узлов запуска и приема СОД 7.2.1 Конструкция временных камер должна обеспечивать надежность и безопасность эксплуатации в течение назначенного срока службы и предусматривать возможность проведения технического освидетельствования, очистки, полного опорожнения, продувки, ремонта, эксплуатационного контроля металла и соединений. 7.2.2 Временная 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 7.6, 7.7. 7.2.3 Временная камера должна иметь опорную раму, обеспечивающую устойчивое положение временной камеры при хранении, транспортировке и эксплуатации. 7.2.4 Для обеспечения доступа во внутреннюю полость на временной камере должен быть установлен байонетный концевой затвор. Временная камера должна обеспечивать следующие конструкционные и эксплуатационные характеристики по работе байонетного концевого затвора: - время открытия (закрытия) затвора – не более 10 минут; 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 25 - свободное перемещение крышки при открытии (закрытии). 7.2.5 Управление байонетным концевым затвором временной камеры должно осуществляться вручную. Байонетный концевой затвор должен быть оборудован предохранительным устройством, исключающим возможность его открывания при наличии давления в камере. 7.2.4, 7.2.5 (Измененная редакция. Изм. №4). 7.2.6 Конструкция временной камеры должна предусматривать боковой подвод нефти на камере запуска СОД и боковой отвод нефти на камере приема СОД. 7.2.7 На временной 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 сброса воздуха; - патрубок для установки манометра. 7.2.8 На временной камере приема СОД должны быть предусмотрены следующие патрубки: - два патрубка отвода нефти; - два патрубка для присоединения дренажных трубопроводов; - патрубок для сброса воздуха; - патрубок для установки манометра. 7.2.9 Диаметры технологических патрубков временных камер запуска и приема СОД должны соответствовать параметрам, приведенным в таблице 7.5. Т а б л и ц а 7.5 – Технологические патрубки временных камер запуска и приема СОД В миллиметрах № п/п Наименование показателей Значение 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 1 Условный проход нефтепровода, DN 150 200 250 300 350 400 500 700 800 1000 1050 1200 2 Патрубок подвода нефти, D 1 (А) 100 150 200 250 300 500 700 700 800 3 Патрубки отвода нефти, D 1 (Б) 100 150 200 250 300 500 700 700 800 4 Патрубки для присоединения дренажных трубопроводов, D 2 (М) 50 100 150 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 26 Окончание таблицы 7.5 № п/п Наименование показателей Значение 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 5 Патрубки для сброса воздуха (Г) 50 6 Патрубок для установки манометра (К) 15 7 Патрубок для установки запасовочного устройства (Ж) 100 150 200 300 7.2.10 Расположение патрубков временных камер запуска и приема СОД должны соответствовать указанным на рисунках 4 и 6 соответственно. 7.2.11 Временная камера запуска СОД (рисунок 4) должна иметь конструктивные параметры, приведенные в таблице 7.6. А – патрубок подвода продукта; Г – патрубки для сброса воздуха; Ж – патрубок для установки запасовочного устройства; К – патрубок для установки манометра; М – патрубки для присоединения дренажных трубопроводов; Н – датчик контроля герметичности. Рисунок 4 – Временная КЗ СОД (Измененная редакция. Изм. № 4) 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 27 Т а б л и ц а 7.6 – Конструктивные размеры временной 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 Условный проход нефтепровода, DN 150 200 250 300 350 400 500 700 800 1000 1050 1200 2 D Н – проходное сечение номинальной части камеры, мм 150 200 250 300 350 400 500 700 800 1000 1050 1200 3 D Р – проходное сечение расширенной части камеры, мм 200 250 300 350 400 500 600 800 900 1100 1200 1300 4 L – минимальная длина камеры запуска СОД, мм 7700 7300 6900 6900 6200 6400 9200 9000 9000 11200 11200 11600 5 L1 – минимальная длина расширенной части камеры, мм 5700 5300 4500 4500 3500 3700 6200 6000 6000 7900 7900 8300 6 L2 – расстояние от затвора камеры до патрубка подвода нефти, мм 500 500 600 600 800 1000 1200 7 L3 – минимальное расстояние от патрубка подвода нефти до запасовочного патрубка, мм 6200 5800 5400 5400 4600 4800 7200 7000 7000 9200 9200 9600 8 Н – расстояние от оси камеры до опоры, мм 950 950 1000 1000 1050 1100 1200 1300 1400 1500 1600 Таблица 7.6 (Измененная редакция. Изм. № 1) 7.2.12 Конструкция временной камеры запуска должна обеспечивать возможность осуществления передней запасовки внутритрубных СОД. Конструкция запасовочного устройства приведена на рисунке 5. Рисунок 5 – Запасовочное устройство 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 28 Запасовочное устройство должно крепиться на фланец патрубка для установки запасовочного устройства, приваренного к номинальной части временной камеры запуска (рисунок 4). 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 временной 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). 7.2.13 Временная камера приема СОД (рисунок 6) должна иметь конструктивные параметры, приведенные в таблице 7.7. Б – патрубки отвода продукта; Г – патрубок для сброса воздуха; К – патрубок для установки манометра; Л – сигнализатор прохождения СОД; М – патрубки для присоединения дренажных трубопроводов; Н – датчик контроля герметичности. Рисунок 6 – Временная камера приема СОД (Измененная редакция. Изм. № 4) 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 29 Т а б л и ц а 7.7 – Конструктивные размеры временной камеры 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 Условный проход нефтепровода, DN 150 200 250 300 350 400 500 700 800 1000 1050 1200 2 D Н – проходное сечение номинальной части камеры, мм 150 200 250 300 350 400 500 700 800 1000 1050 1200 3 L – мин. длина камеры приема СОД, мм 7900 7500 7150 7150 6200 6200 8900 9000 9000 12200 12200 12600 4 L1 – мин. длина расширенной части камеры, мм 6400 6000 5650 5650 5100 5100 7500 8000 8000 10200 10200 10600 5 L2 – расстояние от затвора камеры до патрубка отвода нефти 500 500 600 600 800 1000 1200 6 L3 – минимальное расстояние между патрубками отвода нефти, мм 5400 5000 4500 4600 3800 3800 5900 6000 6000 7800 7800 8200 7 Н – расстояние от оси камеры до опоры, мм 950 950 1000 1000 1050 1100 1200 1300 1400 1500 1600 Таблица 7.7 (Измененная редакция. Изм. № 1). 7.2.14 На патрубках отвода нефти временной КП СОД должны предусматриваться решетки. 7.2.15 Элементы решетки (ребра) должны изготавливаться из листового или рулонного проката углеродистых или низколегированных марок стали, отвечающих требованиям подраздела 6.2. Основные показатели решеток должны соответствовать приведенным в таблице 7.8. 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 30 Таблица 7.8 – Требования к решеткам В миллиметрах Условный проход патрубка отвода нефти, DN Толщина ребра, не менее Расстояние между ребрами, не более Расстояние между крайними ребрами и внутренней поверхностью ответвления, не более Количество ребер, не менее 1 2 3 4 5 100 6 - - 1 150 6 - - 1 200 6 - - 1 250 6 80 80 2 300 8 100 100 2 500 10 125 130 3 700 12 140 150 4 800 12 150 160 4 7.2.16 Рабочие торцы ребер не должны выступать за контур внутренней поверхности расширенной части камеры приема СОД более чем на 2 мм. Зазор между торцом ребра и контуром внутренней поверхности расширенной части камеры СОД должен быть не более 5 мм. 7.2.17 Торцы ребер должны быть закруглены и не иметь переходов. Углы ребер должны быть закруглены радиусом 8-12 мм. 7.2.18 Зазор между консольными концами ребер и внутренней поверхностью патрубка не должен превышать 10 мм. 7.2.19 Ребра должны быть установлены параллельно оси камеры СОД. Разница между расстояниями двух соседних ребер, измеренная с двух противоположных торцов ребра не должна превышать 5 мм – для патрубков условным проходом DN 500, 700, 800; 2 мм – для патрубков условным проходом DN 100, 150, 200, 250, 300. 7.2.20 Допускается несимметричная установка ребер относительно оси патрубка отвода нефти. 7.2.21 Расстояние от торца патрубка до начала сварного шва приварки ребра к патрубку должно быть не менее 35 мм. 7.2.22 Длина привариваемого участка ребра к внутренней поверхности патрубка должна быть не менее: - 30 мм для патрубков до DN 250 включительно; - 40 мм для патрубков DN 300; - 50 мм для патрубков DN 500; 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 31 - 60 мм для патрубков DN 700, 800. 7.2.23 Участок приварки ребер должен располагаться за кольцевым сварным соединением на расстоянии не менее 2-х толщин стенок патрубка отвода нефти. 7.2.24 На патрубке для сброса воздуха должен устанавливаться шаровой кран класса герметичности А (нет видимых протечек) по ГОСТ Р 54808, с комбинированным присоединением к трубопроводу (с стороны камеры – сварное, с другой – фланцевое для присоединения патрубка сброса воздуха). 7.2.25 Наружная поверхность камеры должна иметь защитное антикоррозионное покрытие, соответствующее требованиям раздела 8. 7.2.26 Временные камеры могут быть использованы в качестве стационарных после их модернизации на соответствие требованиям к стационарным камерам. 7.2.27 При использовании временной камеры в качестве стационарной, механические характеристики материала временной камеры должны соответствовать механическим характеристикам стационарной камеры. 7.2.28 Применяемые при модернизации материалы должны соответствовать требованиям пункта 6.2.13. 7.2.29 При использовании временной камеры в качестве стационарной, допускается устанавливать и эксплуатировать камеры, предназначенные для эксплуатации в районе с холодным климатом (климатическое исполнение ХЛ по ГОСТ 15150), а также камеры, предназначенные для эксплуатации в районе с умеренным и холодным климатом (климатическое исполнение УХЛ по ГОСТ 15150) и в районе с умеренным климатом (климатическое исполнение У по ГОСТ 15150). 7.2.26 – 7.2.29 (Введены дополнительно. Изм. № 2). 7.3 Требования к изготовлению 7.3.1 Камеры запуска и приема СОД для магистральных нефтепроводов должны изготавливаться в соответствии с требованиями настоящего документа, а также действующим правилам проектирования, изготовления, приемки, устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением (Федеральные нормы и правила [2], ПБ 03-584-03). (Измененная редакция. Изм. № 3) 7.3.2 При изготовлении камер должна применяться система контроля качества (входной, операционный и приемочный), обеспечивающая выполнение работ в соответствии с требованиями указанных нормативных документов. 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 32 7.3.3 Перед изготовлением камеры и ее составных частей необходимо производить входной контроль основных и сварочных материалов и полуфабрикатов. 7.3.4 Требования к сварке и качеству сварных соединений должны соответствовать Федеральным нормам и правилам [2], ПБ 03-584-03. 7.3.5 При изготовлении камер должна применяться технология сварки, аттестованная в соответствии с требованиями Федеральных норм и правил [2]. 7.3.4, 7.3.5 (Измененная редакция. Изм. № 3) 7.3.6 Сварочные работы должны выполняться сварщиками, аттестованными в соответствии с требованиями Правил аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства. 7.3.7 Сварка должна выполняться после подтверждения правильности сборки и отсутствии (устранения) дефектов на всех поверхностях, подлежащих сварке. 7.3.8 Все сварочные работы при изготовлении камеры и ее элементов должны производиться при положительных температурах в закрытых помещениях. 7.3.9 Механические свойства сварных соединений должны отвечать следующим требованиям: - временное сопротивление разрыву должно быть не ниже минимального значения временного сопротивления разрыву основного металла по стандарту или техническим условиям для данной марки стали; - минимальное значение угла изгиба должно быть 150 градусов, при отсутствии трещин или надрывов длиной более 20 % его ширины, но не более 5 мм; - твердость металла шва сварных соединений, после сварки низкоуглеродистой стали должна быть не более 250 HV 10 ; после сварки низколегированной стали должна быть не более 275 HV 10 7.3.10 Испытания на ударный изгиб для сварного соединения должны проводиться на образцах KCU по ГОСТ 6996. Величина ударной вязкости должна соответствовать требованиям таблицы 7.9. Факультативно проводить испытания на ударный изгиб для сварного соединения на образцах KCV по ГОСТ 6996, при этом значение ударной вязкости, полученное при испытании, не считать браковочным признаком. 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 33 Т а б л и ц а 7.9 – Величина ударной вязкости сварного соединения Номинальная толщина стенки свариваемых деталей, мм Ударная вязкость при температуре минус 40 °С, для исполнения У и минус 60 °С, для исполнений ХЛ, УХЛ. не ниже, Дж/см 2 до 25 включительно 29,4 свыше 25 39,2 7.3.11 Сварные соединения должны иметь плавный переход от основного металла к металлу шва (высота усиления 1,5 – 3,5 мм) без наплавлений и непроваров. 7.3.12 Все сварные швы камеры подлежат клеймению, позволяющему установить сварщика, выполнявшего эти швы. Клеймо должно наноситься на расстоянии 20-50 мм от кромки сварного шва с наружной стороны. Если шов с наружной и внутренней сторон заваривается разными сварщиками, клейма ставятся только с наружной стороны через дробь: в числителе клеймо сварщика с наружной стороны шва, в знаменателе клеймо сварщика с внутренней стороны. Если сварные соединения сосуда выполняются одним сварщиком, то допускается клеймо ставить около таблички или на другом открытом участке. У продольных швов клеймо должно располагаться в начале и в конце шва на расстоянии 100 мм от кольцевого шва. На обечайке с продольным швом длиной менее 400 мм допускается ставить одно клеймо. Для кольцевого шва клеймо выбивается в месте пересечения кольцевого шва с продольным и далее через каждые 2 м, но при этом должно быть не менее двух клейм на каждом шве. На кольцевой шов камеры диаметром не более 700 мм допускается ставить одно клеймо. Место клеймения заключается в хорошо видимую рамку, выполняемую несмываемой краской. 7.3.13 По согласованию с заказчиком вместо клеймения сварных швов допускается прилагать к паспорту камеры схему расположения швов с указанием и росписью исполнителей. 7.3.14 Отверстия под патрубки и штуцера должны располагаться вне сварных швов. Расстояние между краем шва приварки внутренних и внешних устройств и деталей и краем ближайшего шва корпуса должно быть не менее толщины наиболее толстой стенки, но не менее 20 мм. 7.3.15 Допускается пересечение стыковых швов корпуса угловыми швами приварки внутренних и внешних устройств (опорных элементов и т.п.) при условии контроля всего перекрываемого участка шва корпуса и прилегающих к нему участков шириной не менее 50 мм радиографическим и ультразвуковым методами. 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 34 7.3.15а Корпус камеры изготавливают из: - обечаек, вальцованных из листа; - труб по ОТТ-23.040.00-КТН-134-15 и ОТТ-23.040.00-КТН-135-15 и тройников (для подвода/отвода рабочей среды). (Введен дополнительно. Изм. № 4) 7.3.16 Обечайки должны изготавливаться не более чем с двумя продольными швами. Обечайки должны изготавливаться из листов максимально возможной длины. Вставки допускаются шириной не менее 400 мм. (Измененная редакция. Изм. № 4) 7.3.17 Продольные швы смежных обечаек и швы переходов камер должны быть смещены относительно друг друга на величину трехкратной толщины наиболее толстого элемента, но не менее чем на 100 мм между осями швов. 7.3.17а При сборке корпуса камеры из обечаек не допускается располагать продольные швы обечаек на верхней образующей корпуса на расстоянии 150 мм от центральной оси камеры. (Введен дополнительно. Изм. № 2) 7.3.18 Ширина листа обечайки между кольцевыми швами должна быть не менее 800 мм, ширина замыкающей вставки – не менее 400 мм. 7.3.19 Патрубки подвода и отвода нефти, предназначенные для сварного соединения с трубопроводами должны быть длиной не менее 400 мм. Патрубки для присоединения трубопроводов газовоздушной и дренажной линий должны быть длиной не менее 150 мм. 7.3.20 После сборки и сварки обечаек корпус камеры должен удовлетворять следующим требованиям: - отклонение по длине – не более ±0,3 % номинальной длины; - отклонение от прямолинейности – не более 1,5 мм на длине 1 м, а общее отклонение не более 0,2 % длины камеры; - отклонение внутреннего (наружного) диаметра расширенной части корпуса – не более ±1 %; - отклонение внутреннего (наружного) диаметра номинальной части корпуса допускается: для диаметров DN 150 – не более ±1,3 мм; свыше DN 150 до DN 400 включительно – не более ±2,0 мм; свыше DN 400 – не более ±3,0 мм. 7.3.21 Концевые участки камеры, предназначенные для сварного соединения с трубопроводами должны удовлетворять следующим требованиям: - отклонение профиля наружной поверхности от окружности в зоне сварного соединения на концевых участках длинной 200 мм от торцов и по дуге периметра 200 мм не должно превышать 0,15 % номинального диаметра; 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 35 - отклонение от перпендикулярности торца относительно образующей (косина реза) не должно превышать: 1,0 мм – при диаметре до DN 200 включительно; 1,5 мм – при диаметре свыше DN 200 до DN 400 включительно; 1,6 мм – при диаметре свыше DN 400; - предельное отклонение от номинального наружного диаметра на концах под сварное соединение на длине не менее 200 мм от торца не должно превышать: ±1,3 мм – при диаметре DN 150; ±1,5 мм – при диаметре свыше DN 150 до DN 500 включительно; ±1,6 мм – для диаметров свыше DN 500; - допуск на овальность (разности наибольшего и наименьшего диаметров) не должен превышать: ±1,3 мм – при диаметре DN 150; ±2,0 мм – при диаметре свыше DN 150 до DN 400 включительно; ±3,0 мм – при диаметре DN 500; - допуск на овальность при диаметре свыше DN 500 (отношение разности между наибольшим и наименьшим диаметрами к номинальному диаметру) не должен превышать: 1 % по концам с толщиной стенки менее 20 мм; 0,8 % – при толщине от 20 до 25 мм; 0,5 % – при толщине более 25 мм; - не допускается отклонение от прямолинейности концов более чем на 0,5 мм на длине 500 мм. 7.3.21а При изготовлении корпуса камеры из труб и тройников должно быть обеспечено равнопроходное сечение по всему внутреннему диаметру камеры без перепадов. (Введен дополнительно. Изм. № 4) 7.3.22 Технические требования к фланцам камер и фланцам арматуры должны соответствовать ГОСТ 28759.5 и ГОСТ 33259. 7.3.23 Резьбовые соединения не должны иметь заусениц и забоин. Разрыв ниток не допускается. (Измененная редакция. Изм. № 4) 7.3.24 На камерах должны предусматриваться элементы для строповки. Строповые устройства должны соответствовать требованиям ГОСТ 13716. Грузоподъемность каждого стропового устройства должна быть не менее силы, действующей на устройство при минимальном количестве строповых устройств, одновременно участвующих в подъеме камеры. 7.3.25 Конструкция, места расположения строповых устройств должны быть установлены в конструкторской документации. Конструкция и размещение строповых устройств должны обеспечивать исключение контакта строповых тросов с поверхностью камеры при осуществлении погрузочно-разгрузочных работ, с целью сохранения антикоррозионного покрытия. 7.3.26 Угол охвата седловой опоры камеры должен быть не менее 120 º. 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 36 7.4 Требования к соединению с трубопроводами 7.4.1 Конструкция патрубков подвода и отвода продукта, номинальной части камеры, патрубков для присоединения трубопроводов газовоздушной и дренажной линий должны обеспечивать сварное соединение с трубопроводами. Разделка кромок присоединительных концов должна удовлетворять требованиям равнопрочности сварного соединения с трубопроводом: (3) где к , т – толщина стенок присоединительных концов патрубка (катушки) камеры и присоединяемого трубопровода соответственно; к в р. , т в р. – значения временного сопротивления материала патрубка камеры и присоединяемого трубопровода соответственно; 7.4.2 Патрубки камер должны иметь механическую обработку в соответствии с рисунком 7. 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 37 Тип 6. 30° Тип 4. 30°max 30°max S 30°max S 30°max 14°min Тип 7. 14°min S 30°max 14°min 30°max S 30° Тип 5. S> 15 Тип 3. 5 < S < 15 30° Тип 2. S – толщина стенки; а – размер для присоединения трубы или переходного кольца; С – ширина кольцевого притупления, С = 1,8 ±0,8 мм; В – высота фаски. Рисунок 7 – Типы механической обработки патрубков 7.4.3 В зависимости от толщины стенки присоединительных концов патрубков должны применяться следующие типы кромок: - до 15 мм – тип 1; - св. 15мм – тип 2; - на патрубках с наружными диаметрами бóльшими, чем наружный диаметр присоединяемой трубы – типы 5 и 6. Тип 1 Тип 2 Тип 3 Тип 4 Тип 5 Тип 6 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 38 Если разность толщин стенок присоединительных концов патрубков и присоединяемой трубы не превышает 2,5 мм (для толщин стенок, максимальная из которых 12 мм и менее) и 3 мм (для толщин стенок, максимальная из которых более 12), то внутренний скос не производится (типы 1 и 2). Если разность толщин стенок превышает указанные выше значения, но не более 0,5 толщины более тонкой из стыкуемых стенок, то производится внутренний скос кромки (тип 3 и 4). 7.4.4 При разности толщин стенок присоединяемых концов патрубка камеры и трубопровода более чем 0,5 толщины наиболее тонкой стенки, изготовителем должны быть предусмотрены переходные кольца. 7.4.5 Основные размеры колец переходных должны соответствовать рисунку 8. Кольца представляют собой цилиндрическую обечайку длиной не менее 250 +5 мм для камеры с условным проходом до DN 500 включительно; 400 +10 мм для камеры с условным проходом свыше DN 500. Один конец кольца должен быть механически обработан для стыковки с торцом патрубка камеры, а другой конец обработан для стыковки с присоединяемым трубопроводом. Разделка кромок кольца должна соответствовать разделкам кромок патрубка и присоединяемого трубопровода. >= 250 Dн 1 2 3 51-56 27 15-30 Рисунок 8 – Пример соединения камеры СОД с толщиной стенки патрубка S Д (1) с присоединяемым трубопроводом диаметром 1220 мм (3) при помощи переходного кольца диаметром 1220 мм (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 39 7.4.6 Прочностные характеристики (временное сопротивление разрыву и предел текучести) металла кольца должны быть не ниже аналогичных характеристик присоединяемого трубопровода. 7.4.7 Кольца переходные должны изготавливаться из электросварных прямошовных труб, обечаек, вальцованных из листовой стали, либо из поковок. Кольца, изготовленные из обечаек и поковок должны быть термообработаны в соответствии с требованиями подраздела 6.2. Материалы переходных колец должны соответствовать требованиям подраздела 6.2. 7.4.8 Кольца должны иметь не более двух продольных швов. 7.4.9 Приварка переходных колец к камере, выпускаемой по заказам, где указана присоединяемая труба, производится заводом-изготовителем на заводе. 7.5 Требования к площадкам обслуживания 7.5.1 Камеры DN 400 и более или при расстоянии до деталей и оборудования, которых от планировочной отметки составляет более 1,5 м должны быть оборудованы стационарными площадками обслуживания. 7.5.2 Приборы и оборудование, обслуживаемые с данных площадок, приведены в таблице 7.10. Таблица 7.10 – Приборы и оборудование, обслуживаемые с площадок № п/п Тип камеры Площадка 1 Площадка 2 Площадка 3 Конц евой за тв ор Ман омет р Да тч ик д авл ения Кран газов оз душ ной ли нии П атрубок для установ ки зап асовоч ного устройст ва П атрубок п ода чи пара или ин ер тного г аза Кран газов оз душ ной ли нии 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 Камера пуска СОД + + + + + + + 2 Камера приема СОД + + + + – + – 7.5.3 Количество, расположение, высота и конструктивное исполнение площадок обслуживания должны обеспечивать доступ ко всем элементам камер, участвующим в работе, а также предоставлять доступ к нижнему штурвалу концевого затвора. 7.5.4 Ширина свободного прохода площадок обслуживания арматуры, контрольно- измерительных приборов и другого оборудования – не менее 1 м. 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 40 7.5.5 Площадки обслуживания, расположенные на высоте до 0,75 м, должны оборудоваться ступенями, на высоте более 0,75 м – лестницами с перилами-ограждениями с обеих сторон. 7.5.6 Ограждение площадки обслуживания должно быть высотой не менее 1,25 м с продольными планками, расположенными на расстоянии не более 0,4 м друг от друга, и бортом высотой не менее 0,15 м, образующим с настилом площадки зазор не более 1 см. 7.5.7 Лестницы должны иметь ширину не менее 1 м и уклон 1:1. Лестницы должны иметь перила высотой не менее 1 м. Перила лестниц должны иметь среднюю поперечную планку и бортовую обшивку высотой 0,15 м. Стойки перил должны располагаться на расстоянии не более 2 м друг от друга. Ширина проступи должна быть не менее 0,25 м, высота не более 0,2 м. Ступени должны иметь уклон вовнутрь от 2° до 5°. С обеих сторон ступени должны иметь боковые планки или бортовую обшивку высотой не менее 0,15 м. 7.5.8 Стационарные площадки обслуживания с лестницами должны быть закреплены на фундаменте и заземлены. 7.5.9 Остальные требования к стационарным площадкам обслуживания и лестницам должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.044 Подраздел 7.5 (Введен дополнительно. Изм. № 3). 8 Требования к антикоррозионному покрытию 8.1 Камеры должны иметь заводское наружное АКП в соответствии с требованиями ОТТ-25.220.01-КТН-097-16. 8.2 АКП должно быть включена в Реестр ОВП в порядке, установленном в ОР-03.120.20-КТН-111-17. 8.3 Нанесение АКП должно осуществляться по технологической документации, согласованной с производителями материалов. 8.4 Требования к подготовке поверхности камеры, нанесению АКП и проведению приемо-сдаточных испытаний наружного антикоррозионного покрытия должны соответствовать требованиям РД-23.040.00-КТН-088-14. 8.5 При проведении работ должна быть обеспечена защита от попадания абразивных и антикоррозионных материалов на прокладочные и уплотнительные детали, стальные поверхности, не подлежащие нанесению АКП, а также во внутренние полости корпуса камеры. 8.6 Длина неизолированных концевых участков патрубков под сварку должна быть от (80±20) до (100±20) мм. Допускается другая длина неизолированных концевых участков при условии обеспечения сохранности покрытия в процессе сварки. 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 41 8.7 Указания по ремонту повреждений и дефектов АКП должны быть установлены в соответствующем разделе РЭ на изделие или инструкции по ремонту АКП, разработанных в соответствии с рекомендациями изготовителя антикоррозионного материала. 8.8 АКП не наносится на следующие элементы: - уплотнительные поверхности фланцев; - уплотнительные поверхности затвора; - резьбы запорных элементов затвора. 8.9 Толщина покрытия не нормируется для следующих элементов: - крепежные изделия (шпильки, гайки, болты); - сопрягаемые (боковые) поверхности фланцев; - отверстия под крепежные изделия фланцев». 8.10 Диэлектрическая сплошность контролируется визуально для следующих элементов: - крепежные изделия (шпильки, гайки, болты); - сопрягаемые (боковые) поверхности фланцев; - отверстия под крепежные изделия фланцев. 8.11 Теплоизоляция камер должна производиться в соответствии с требованиями ОТТ-25.220.00-КТН-177-15. |