Отт75. 180. 00ктн37009 (с изм. 1 4) общие технические требования
 Скачать 1.32 Mb.
|
|
(Измененная редакция. Изм. № 3) 21.4.5а Методы контроля сварных швов должны соответствовать требованиям: - ГОСТ Р 55724 – при ультразвуковом контроле; - ГОСТ 7512 – при радиографическом контроле; - ГОСТ Р 56512 – при магнитопорошковой дефектоскопии; - РД 03-606-03 – при визуальном контроле и измерениях. (Введен дополнительно. Изм. № 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 64 21.4.6 Визуальный и измерительный контроль должны предшествовать контролю другими методами. Визуальный и измерительный контроль должны проводиться в соответствии с требованиями РД 03-606-03. 21.4.7 Визуальный контроль и измерения сварных соединений необходимо проводить после очистки от шлака, брызг и других загрязнений сварных соединений и прилегающих участков основного металла шириной не менее 50 мм в обе стороны от соединения. 21.4.8 Визуальный контроль и измерение при возможности доступа должны проводиться с двух сторон по всей протяженности сварного соединения. 21.4.9 Визуальному контролю и измерению подлежат все сварные соединения для выявления наружных недопустимых дефектов. В сварных соединениях не допускаются следующие наружные дефекты: - трещины всех видов и направлений; - свищи и пористость наружной поверхности шва; - подрезы; - наплавы, прожоги и незаплавленные кратеры; - смещение и совместный увод кромок свариваемых элементов свыше предусмотренных ПБ 03-584-03; - поверхность шва не должна иметь грубую чешуйчатость (превышение гребня над впадиной не должно быть более 1 мм). 21.4.10 Механическим испытаниям должны подвергаться стыковые сварные соединения в целях проверки соответствия их механических свойств требованиям, указанным в 7.3. Испытания необходимо проводить не менее чем на 3-х контрольных стыковых сварных соединениях (корпус-затвор; корпус патрубок; расширенная-номинальная часть корпуса). 21.4.11 Стыковые сварные соединения камеры, определяющие ее прочность (продольные швы обечаек, хордовые и меридиональные швы эллиптических днищ, кольцевые сварные соединения корпуса камеры и затвора) необходимо подвергать металлографическим исследованиям. Металлографические макро- и микроисследования должны проводиться на одном образце от каждого контрольного сварного соединения. 21.4.11а Механические испытания и металлографические исследования должны проводиться не реже 1 раза в 6 месяцев. Также испытания и исследования контрольного сварного соединения должны проводиться, если перерыв сварщика в работе по выполнению сварного соединения данного типа составляет более 6 месяцев. (Введен дополнительно. Изм. № 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 65 21.4.12 Если при рассмотрении макрошлифов в контрольном сварном соединении будут обнаружены недопустимые внутренние дефекты, которые должны были быть выявлены радиографическим или ультразвуковым контролем, все сварные соединения, контролируемые данным методом, подлежат повторному испытанию тем же методом неразрушающего контроля в объеме 100 %. При этом новая проверка качества всех сварных соединений должна осуществляться другим, более опытным и квалифицированным дефектоскопистом. В случае получения удовлетворительных результатов повторного контроля, эти сварные швы считаются годными. Если при повторном испытании получены неудовлетворительные результаты хотя бы на одном образце, сварное соединение считается непригодным. 21.4.13 Для выявления внутренних дефектов все сварные соединения камер должны подлежать контролю следующими методами: а) стыковые сварные соединения, обеспечивающие прочность камер и концевых затворов, сварные швы приварки патрубков подвода и отвода нефти, патрубка для установки запасовочного устройства, патрубков для присоединения дренажных трубопроводов: 1) ультразвуковой контроль – 100 %; 2) радиографический контроль – 100 %; б) сварные швы приварки патрубков присоединения трубопроводов газовоздушной линии, патрубка для установки манометра, патрубка для установки датчика давления, патрубка для подачи пара или инертного газа: 1) ультразвуковой контроль – 100 %; 2) цветная или магнитопорошковая дефектоскопия – 100 %; в) прочие сварные соединения, в том числе усиливающей накладки патрубков подвода и отвода нефти и патрубков для присоединения дренажных трубопроводов: 1) ультразвуковой контроль – 100 %; 2) цветная или магнитопорошковая дефектоскопия – 100 %. 21.4.13 (Измененная редакция. Изм. № 3) 21.4.14 В сварных соединениях не допускаются следующие внутренние дефекты: - трещины всех видов и направлений, в том числе микротрещины, выявленные при микроисследовании; - свищи; - непровары (несплавления), расположенные в сечении сварного соединения; - поры, шлаковые, вольфрамовые и окисные включения, выявленные радиографическим методом, выходящие за пределы норм, установленных таблицей 21.1, или выявленные ультразвуковым методом. 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 66 Т а б л и ц а 21.1 – Максимальные допустимые размеры пор и включений в зависимости от исполнения камеры по номинальному давлению В миллиметрах Толщина свариваемых элементов Поры или включения Суммарная длина Ширина (диаметр) Длина PN≤8,0 МПа PN>8,0 МПа PN≤8,0 МПа PN>8,0 МПа PN≤8,0 МПа PN>8,0 МПа До 3 0,3 0,2 0,6 0,2 3,0 2,0 Свыше 3 до 5 0,4 0,3 0,8 0,3 4,0 3,0 Свыше 5 до 8 0,5 0,4 1,0 0,4 5,0 4,0 Свыше 8 до 11 0,6 0,5 1,2 0,5 6,0 5,0 Свыше 11 до 14 0,8 0,6 1,5 0,6 8,0 6,0 Свыше 14 до 20 1,0 0,8 2,0 0,8 10,0 8,0 Свыше 20 до 26 1,2 1,0 2,5 1,0 12,0 10,0 Свыше 26 до 34 1,5 1,2 3,0 1,2 15,0 12,0 Свыше 34 до 45 2,0 1,5 4,0 1,5 20,0 15,0 Свыше 45 до 67 2,5 2,0 5,0 2,0 25,0 20,0 Свыше 67 до 90 3,0 2,5 6,0 2,5 30,0 25,0 Свыше 90 до 120 4,0 3,0 8,0 3,0 40,0 30,0 Свыше 120 до 200 5,0 4,0 10,0 4,0 50,0 40,0 21.4.15 Поры и включения с расстояниями между ними не более трех максимальных ширин или диаметров не допускаются. 21.4.16 Цветной или магнитопорошковой дефектоскопии должны подвергаться сварные соединения, недоступные для осуществления контроля радиографическим или ультразвуковым методом. Необходимый объем контроля должен определяться в технической документации на камеру. 21.4.17 Количество допустимых исправлений одного и того же дефекта деталей, работающих под давлением, требующих проведения сварочных работ либо повторной термообработки: - для камер PN до 8,0 МПа включительно – не более двух; - для камер PN 10,0 МПа и выше – не более одного. 21.4.18 Количество исправлений дефектов, не требующих проведения сварочных работ и термообработки, не нормируется. 21.4.19 Результаты исправлений дефектов (вид дефекта, расположение, размеры, метод исправления и т.д.) должны фиксироваться в отчетной документации (протокол) и прикладываться к паспорту камеры. 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 67 21.5 Проверка прочности камеры 21.5.1 Проверка на прочность камеры должна проверяться путем проведения гидравлического испытания. Гидравлические испытания камеры должны проводиться до нанесения защитного антикоррозионного покрытия. 21.5.2 Для гидравлического испытания камеры должна применяться вода температурой не ниже плюс 5 ºС и не выше плюс 40 ºС. Разность температур стенки камеры и окружающего воздуха во время испытаний не должна вызывать конденсации влаги на поверхности стенок камеры. 21.5.3 При заполнении камеры водой должен быть полностью удален воздух из внутренней полости. Давление в испытываемой камере должно повышаться плавно. Скорость подъема давления должна быть указана в технической документации и не должна превышать 0,5 МПа в минуту. Величина пробного давления Р пр при гидравлическом испытании камеры на прочность должна приниматься в соответствии с таблицей 6.1. Время выдержки камеры под пробным давлением должно быть не менее 60 минут. При этом необходимо осуществлять постоянный контроль давления в корпусе камеры по показаниям манометров. 21.5.4 После выдержки под пробным давлением, давление снижается до номинального PN и проводят испытания на плотность (герметичность). Время выдержки при испытании на плотность (герметичность) должно быть достаточным для осмотра наружной поверхности камеры, всех ее разъемных и сварных соединений, но не менее 30 минут. 21.5.5 Камера должна считаться выдержавшая гидравлическое испытание, если не обнаружены: - течи, трещин, слезок, потения в сварных соединениях и на основном металле; - течи в разъемных соединениях; - остаточные деформации; - падения давления по манометру. 21.6 Проверка качества поверхности 21.6.1 Проверка качества поверхности деталей, сборочных единиц и элементов камеры должна проводиться с помощью визуального контроля и измерений. 21.6.2 Качество поверхности механически обработанных поверхностей необходимо проводить путем сравнения с образцами шероховатости. 21.6.3 Проверка резьб должна проводиться внешним осмотром, измерением средствами измерений и резьбовыми шаблонами. Резьбы на деталях должны быть чистыми, без заусениц и забоин. Разрывы ниток не допускаются. (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 68 21.6.4 Проверка качества поверхности камеры под нанесение защитного антикоррозионного покрытия должна проводиться на соответствие требованиям РД-23.040.00- КТН-088-14. 21.7 Проверка качества наружного антикоррозионного покрытия 21.7.1 Антикоррозионное покрытие на камеры должно наноситься в заводских условиях после контроля сварных соединений и проведения гидравлических испытаний камеры. 21.7.2 Проверка качества наружного антикоррозионного покрытия камеры должна проводиться в соответствии с требованиями программы и методики испытаний. 21.8 Проверка комплектности камеры, комплектности и содержания сопроводительной документации Проверка комплектности камеры, комплектности и содержания сопроводительной документации должна осуществляться визуально на соответствие требованиям настоящего документа. 21.9 Проверка маркировки, консервации и упаковки Проверка маркировки, консервации и упаковки камеры должна осуществляться с помощью визуального контроля и измерений на соответствие требованиям настоящего документа. 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 69 Приложение А (рекомендуемое) Форма опросного листа на камеры запуска и приема средств очистки и диагностики 1) УТВЕРЖДАЮ Главный инженер наименование ОСТ И.О. Фамилия «___» 20 г. № п/п Запрашиваемые данные Единицы измерения Технические характеристики, данные 1 2 3 4 1 Наименование и адрес проектирующей организации – 2 Наименование и адрес заказчика – 3 Назначение – Прием/пуск СОД 4 Нормативный документ – ОТТ-75.180.00-КТН-370-09 5 Условный проход трубопровода на который устанавливается камера DN мм 150, 200, 250, 300, 350, 400, 500, 700, 800, 1000, 1050,1200 6 Минимально-допустимое проходное сечение расширенной части камеры мм 7 Номинальное давление PN МПа 6,3; 8,0; 10,0; 12,5; 15,0 8 Пробное давление при гидроиспытании Рпр МПа 9,5; 12,0; 15,0; 19,0, 22,5 9 Исполнение камеры в зависимости от расположения патрубков подвода и отвода продукта по отношению к направлению перекачки – Правое, левое 10 Расстояние от оси камеры до опоры мм 950 (для DN 150), 950 (для DN 200), 1000 (для DN 250), 1000 (для DN 300), 1050 (для DN 350), 1100 (для DN 400), 1200 (для DN 500), 1300 (для DN 700), 1400 (для DN 800), 1500 (для DN 1000), 1500 (для DN 1050), 1600 (для DN 1200) 11 Тип концевого затвора – Байонетный/хомутовый Время открытия концевого затвора, не более мин 10 12 Наличие теплоизоляции – С теплоизоляцией; без теплоизоляции 13 Вид климатического исполнения категория размещения – У1 – от минус 40 °С до 40 °С ; ХЛ1, УХЛ1 – от минус 60 °С 1) Поскольку на основании настоящей формы оформляют конкретный опросный лист, то в ней использована нумерация отдельного документа, а не приложения к настоящему документу. 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 70 № п/п Запрашиваемые данные Единицы измерения Технические характеристики, данные 1 2 3 4 до 40 °С 14 Температура окружающего воздуха °С От минус __ до плюс __ (указываются средние из абсолютных минимальная и максимальная температуры окружающего воздуха по ГОСТ 15150) 15 Сейсмостойкость по шкале МSК-64 балл До 6 включительно; от 6 до 9 включительно; до 10 включительно 16 Наружный диаметр, толщина стенки и класс прочности трубы, присоединяемой к номинальной части камеры мм 17 Наружный диаметр, толщина стенки и класс прочности трубы, присоединяемой к патрубкам подвода/отвода продукта мм 18 Наружный диаметр, толщина стенки и класс прочности трубы, присоединяемой к дренажному патрубку мм 19 Характеристика среды, транспортируемой по трубопроводу – Вода, водонефтяная эмульсия, воздух, инертная газовая смесь, нефть по ГОСТ Р 51858, нефтепродукты по ГОСТ Р 51105, ГОСТ Р 51866, ГОСТ 305, ГОСТ Р 52368, ГОСТ 10227 20 Требования к КИП (сигнализатор прохождения очистного устройства, датчик герметичности камеры, датчик давления, манометр) – Указать наименования опросных листов с данными о КИП 21 Требования к конструкции опор – Конструкция опор камеры должна обеспечивать их перемещение вдоль оси, исключающее повреждение крепежных изделий и опоры в целом 22 Содержимое надписи, наносимой на боковые стороны КП и КЗ СОД (по требованию заказчика) – 23 Конструктивные особенности площадок обслуживания – Настил и ступени площадок обслуживания выполнить из решетчатого оцинкованного настила (из полос на ребро) исполнение Р по ГОСТ 23120 24 Наружное антикоррозионное покрытие – В соответствии с ОТТ-25.220.01-КТН-097-16 «Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Антикоррозионные покрытия для защиты наружной поверхности резервуаров, надземных трубопроводов, конструкций и оборудования. 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 71 № п/п Запрашиваемые данные Единицы измерения Технические характеристики, данные 1 2 3 4 Общие технические требования» 25 Вид поставки: - отдельно камера (К); - камера блочного исполнения (Б) – 26 Комплектность поставки 26.1 Камера в собранном виде в соответствии с требованиями конструкторской документации Да/нет 26.2 Ответные фланцы, рабочие прокладки и крепежные детали, не требующие замены при монтаже Да/нет 26.3 Комплект прокладок к затвору Да/нет 26.4 Площадки для обслуживания (по указанию при заказе) Да/нет 26.5 Кран консольный с талью (по указанию при заказе) Да/нет 26.6 Тяговый механизм с тросовой системой Да/нет 26.7 Лоток Да/нет 26.8 Запасовочное устройство (только в комплекте с камерой запуска СОД) Да/нет 26.9 Поддон для сбора нефтешлама (только в комплекте с камерой приема СОД) Да/нет 26.10 Манометр класса точности не ниже 1 Да/нет 26.11 Датчик контроля герметичности Да/нет 26.12 Сигнализатор прохождения СОД Да/нет 26.13 Датчик давления класса точности не ниже 0,25 Да/нет 26.14 Запасные части (по указанию в технической документации) Да/нет 26.15 Фундаментные болты для крепления камеры в проектном положении (по указанию в технической документации) Да/нет 26.16 Ловушка Да/нет 26.17 Лоток для монтажа, демонтажа и хранения ловушки Да/нет 27 Требования к поставке запасные части и принадлежности – Запасные части по указанию в технической документации 28 Требования к сертификации – Оборудование должно иметь декларацию о соответствии требованиям ТР ТС 010/2011 Технический регламент Таможенного союза «О безопасности машин и оборудования» и быть включено в Реестр ОВП 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 72 а) вариант 1 б) вариант 2 Рисунок 1 2) – Схема перемещения опор камер СОД 2) Поскольку на основании настоящей формы оформляют конкретный опросный лист, то в ней использована нумерация отдельного документа, а не приложения к настоящему документу. 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 73 Нагрузки на опоры и патрубки камеры СОД Рисунок 2 – Направление локальных осей опор Нагрузки F 1 , F 2 , F 3 , передающиеся на патрубки от примыкающих трубопроводов вдоль осей (см. рисунок 2), приводят в соответствии с нумерацией патрубков камеры, приведенной на рисунке 3. На том же рисунке приведена нумерация опор камеры. Рисунок 3 – Направление локальных осей патрубков 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 74 Таблица 1 – Максимальные расчётные нагрузки на патрубки камеры № п/п Обозначение патрубка Сила, кН (тс) Момент силы, кН·м (тс·м) F 1 F 2 F 1 F 2 F 1 F 2 1 2 3 4 3 4 3 4 1 КЗ-П-0 2 КЗ-П-2 3 КЗ-ПД-1 4 КЗ-ПД-2 5 КП-П-0 6 КП-П-1 7 КП-П-2 8 КП-ПД-1 9 КП-ПД-2 Таблица 2 – Расчётные перемещения и нагрузки на опоры камеры № п/п Обозначение опоры Сила, кН (тс) Перемещение, мм F 1 F 2 F 1 F 2 F 1 F 2 1 2 3 4 3 4 3 4 1 КЗО-1 2 КЗО-2 3 КПО-1 4 КПО-2 Согласовано указать наименование ОСТ Начальник отдела комплектации/ материально- технического снабжения _______________ И.О. Фамилия подпись Начальник отдела эксплуатации _______________ И.О. Фамилия подпись Главный механик _______________ И.О. Фамилия подпись Начальник ОАСУТП _______________ И.О. Фамилия подпись Согласовано ГИП указать наименование организации-разработчика Указать должность _______________ И.О. Фамилия подпись Приложение А (Введено дополнительно. 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 75 Библиография [1] ASME BPVC-VIII-2-2015 ASME Boiler and Pressure Vessel Code, Section VIII, Division 2: Alternative Rules [2] Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением» (утв. приказом Ростехнадзора от 25.03.2014 № 116) [3] Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (утв. приказом Ростехнадзора от 12.03.2013 №101) [4] ТР ТС 010/2011 Технический регламент Таможенного союза «О безопасности машин и оборудования» [5] ГОСТ 4543-2016 Металлопродукция из конструкционной легированной стали. Технические условия [6] ГОСТ 9544-2015 Арматура трубопроводная. Нормы герметичности затворов Библиография (Введен дополнительно. Изм. № 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 » |