СТО Газпром 2-4.1-422-2010

 

Главная       Учебники - Газпром      СТО Газпром 2-4.1-422-2010

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СТО Газпром 2-4.1-422-2010

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 


СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ


ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К АРМАТУРЕ НА ДАВЛЕНИЕ 15 МПа


СТО Газпром 2-4.1-422-2010


Издание официальное


 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


Общество с ограниченной ответственностью

«Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий – Газпром ВНИИГАЗ»


Дочернее открытое акционерное общество «Оргэнергогаз» Общество с ограниченной ответственностью «Газпром экспо»

Москва 2010

Предисловие



  1. РАЗРАБОТАН


  2. ВНЕСЕН


  3. УТВЕРЖДЕН

    И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ


  4. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

 


Обществом с ограниченной ответственностью «Научноисследовательский институт природных газов и газовых технологий – Газпром ВНИИГАЗ» с участием специалистов дочернего открытого акционерного общества

«Оргэнергогаз»


Департаментом по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром»


распоряжением ОАО «Газпром» от 13 октября 2009 г. № 343


© ОАО «Газпром», 2009

© Разработка ООО «Газпром ВНИИГАЗ», ДОАО «Оргэнергогаз», 2009

© Оформление ООО «Газпром экспо», 2010



Распространение настоящего стандарта осуществляется в соответствии с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»

Содержание

  1. Область применения 1

  2. Нормативные ссылки 1

  3. Термины и определения 6

  4. Сокращения 11

  5. Условия эксплуатации объектов Крайнего Севера на примере

    Ямальской газотранспортной системы 12

  6. Основные параметры и размеры ТПА 14

  7. Требования к надежности ТПА 16

  8. Требования к материалам для корпусных деталей трубопроводной арматуры,

    приводов и систем управления 17

  9. Требования к материалам изоляционных покрытий и технологиям их нанесения 20

  10. Общие требования к конструкции 24

  11. Специальные требования к запорной арматуре 26

  12. Специальные требования к регулирующей арматуре 29

  13. Требования к приводам и системам управления трубопроводной арматуры 31

    1. Общие требования 31

    2. Требования к редукторам и пневматическим приводам 34

    3. Требования к пневмогидравлическим приводам 36

    4. Требования к электрогидравлическим приводам 38

    5. Требования к системам управления 39

    6. Требования к электроприводам 42

  14. Требования к исполнительным механизмам регулирующей арматуры 45

    1. Общие требования 45

    2. Требования к узлам контроля (управления) и позиционирования 47

  15. Требования к изготовлению и приемке ТПА 49

  16. Требования к испытаниям ТПА 49

  17. Требования к методам контроля 49

    1. Контроль материалов корпусных деталей, защитного покрытия

      и уплотнений 49

    2. Контроль сварных соединений 52

    3. Контроль комплектности 53

    4. Визуально-измерительный контроль 56

    5. Испытания на прочность 56

    6. Испытания на плотность 57

    7. Испытания на герметичность затвора 58

    8. Испытания на герметичность уплотнений 58

    9. Испытания на работоспособность 59

  18. Требования к маркировке ТПА 59

  19. Требования к упаковке, транспортированию и хранению 61

  20. Требования к монтажу и эксплуатации ТПА 62

    1. Общие положения 62

    2. Организация эксплуатации 64

    3. Требования безопасности 65

Библиография 68

Введение


Настоящий стандарт разработан в соответствии с Программой приоритетных научноисследовательских и опытно-конструкторских разработок по эффективному освоению Бованенковского ГКМ полуострова Ямал и строительству системы транспорта газа, утвержденной Председателем Правления ОАО «Газпром» А.Б. Миллером 10 февраля 2006 г. № 01-21; Постановлением Правления ОАО «Газпром» «О результатах разработки «Обоснования инвестиций в обустройство Бованенковского месторождения на полуострове Ямал и транспорт газа» и принятии решения по дальнейшему проектированию» от 05 октября 2006 г. № 43.

Настоящий стандарт разработан с целью:

  • повышения эффективности, надежности, промышленной и экологической безопасности объектов за счет применения качественной трубопроводной арматуры на рабочее давление 15 МПа;

  • предотвращения использования на объектах транспорта углеводородного сырья с Бованенковского месторождения полуострова Ямал трубопроводной арматуры, приводов и систем управления, не соответствующих по своим характеристикам техническим требованиям ОАО «Газпром» и национальным стандартам Российской Федерации.

Настоящий стандарт разработан в соответствии с основными техническими требованиями СТО Газпром 2-4.1-212 и дополняет их специальными техническими требованиями с учетом специфики эксплуатации трубопроводной арматуры, приводов и систем управления в климатических условиях Крайнего Севера.

Разработка специальных технических требований настоящего стандарта заключалась в подготовке требований к конструкционным материалам трубопроводной арматуры, приводов и систем управления, выполнение которых обеспечивает длительную безаварийную работу газотранспортного оборудования в условиях низких температур окружающей среды. Для подготовки этих требований был проведен анализ опыта эксплуатации трубопроводной арматуры зарубежной поставки и отечественных производителей, в результате которого были подготовлены требования к химическому составу, механическим характеристикам и величине работы удара при температуре минус 60 С для корпусных материалов оборудования, определены границы значений твердости по Шору А и допустимая величина коэффициента морозостойкости эластомерных уплотнений.

Проведен комплекс металловедческих исследований механических свойств и структуры конструкционных материалов опытных образцов трубопроводной арматуры (исполнение ХЛ) ОАО «Тяжпромарматура», ООО «Самараволгомаш» и ОАО «Волгограднефтемаш»,

подтвердивших готовность этих предприятий к производству газотранспортного оборудования для работы Ямальской газотранспортной системы и их полигонных испытаний при температуре минус 60 С.

Работа проведена в соответствии с договором от 30 октября 2007 г. № 0546-07-1. Настоящий стандарт разработан авторским коллективом в составе: С.В. Нефедов,

И.Н. Курганова, А.Н. Исаев, Г.Н. Осипова, С.И. Агафонов (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»), Н.Ф. Муталлим-заде, А.А. Сухолитко, Н.А. Зотов (ДОАО «Оргэнергогаз»).


image

image

СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ» ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К АРМАТУРЕ НА ДАВЛЕНИЕ 15 МПа


Дата введения – 2010-07-28


  1. Область применения


    1. Настоящий стандарт устанавливает специальные требования к трубопроводной арматуре, приводам и системам управления при проектировании, изготовлении, приемке, испытании, транспортировке, хранении, эксплуатации и обслуживании.

    2. Настоящий стандарт распространяется на запорную и регулирующую арматуру с номинальным диаметром от 50 до 1400 мм на рабочее давление 15 МПа с заводским антикоррозионным покрытием, предназначенную для использования в условиях Крайнего Севера на линейной части магистральных газопроводов, технологических обвязках компрессорных, дожимных, газораспределительных и газоизмерительных станций.

    3. Настоящий стандарт является обязательным для применения дочерними обществами и организациями ОАО «Газпром», осуществляющими проектирование, изготовление, приемку, испытание и эксплуатацию трубопроводной арматуры, разработку заказных спецификаций на ее поставку, а также сторонними организациями, осуществляющими указанные виды деятельности по договорам с ОАО «Газпром».


  2. Нормативные ссылки


    В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты: ГОСТ 9.014-78 Единая система защиты от коррозии и старения. Временная противо-

    коррозионная защита изделий. Общие требования

    ГОСТ 9.402-2004 Единая система защиты от коррозии и старения. Покрытия лакокрасочные. Подготовка металлических поверхностей к окрашиванию

    ГОСТ 12.1.003-83 Система стандартов безопасности труда. Шум. Общие требования безопасности

    ГОСТ 12.1.012-2004 Система стандартов безопасности труда. Вибрационная безопасность. Общие требования



    image

    ГОСТ 12.2.007.0-75 Система стандартов безопасности труда. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности

    ГОСТ 12.2.063-81 Система стандартов безопасности труда. Арматура промышленная трубопроводная. Общие требования безопасности

    ГОСТ 12.2.085-2002 Сосуды, работающие под давлением. Клапаны предохранительные.

    Требования безопасности

    ГОСТ 15.311-90 Система разработки и постановки продукции на производство.

    Постановка на производство продукции по технической документации иностранных фирм ГОСТ 27.002-89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения ГОСТ 27.003-90 Надежность в технике. Состав и общие правила задания требований

    по надежности

    ГОСТ 183-74 Машины электрические вращающиеся. Общие технические условия ГОСТ 263-75 Резина. Метод определения твердости по Шору А

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

    Ряды


    ГОСТ 427-75 Линейки измерительные металлические. Технические условия ГОСТ 2789-73 Шероховатость поверхности. Параметры и характеристики

    ГОСТ 3326-86 Клапаны запорные, клапаны и затворы обратные. Строительные длины ГОСТ 4650-80 Пластмассы. Методы определения водопоглощения

    ГОСТ 5761-2005 Клапаны на номинальное давление не более PN 250. Общие техниче-

    ские условия

    ГОСТ 8908-81 Основные нормы взаимозаменяемости. Нормальные углы и допуски углов ГОСТ 9150-2002 (ИСО 68-1-98) Основные нормы взаимозаменяемости. Резьба метри-

    ческая. Профиль

    ГОСТ 9466-75 Электроды покрытые металлические для ручной дуговой сварки сталей и наплавки. Классификация и общие технические условия

    ГОСТ 9544-2005 Арматура трубопроводная запорная. Классы и нормы герметичности затворов

    ГОСТ 9702-87 Краны конусные и шаровые. Основные параметры

    ГОСТ 10051-75 Электроды покрытые металлические для ручной дуговой наплавки поверхностных слоев с особыми свойствами. Типы

    ГОСТ 10549-80 Выход резьбы. Сбеги, недорезы, проточки и фаски

    ГОСТ 11262-80 Пластмассы. Метод испытания на растяжение

    ГОСТ 12815-80 Фланцы арматуры, соединительных частей и трубопроводов на Ру от 0,1 до 20,0 МПа (от 1 до 200 кгс/кв. см). Типы. Присоединительные размеры и размеры уплотнительных поверхностей

    ГОСТ 12819-80 Фланцы литые стальные на Ру от 1,6 до 20,0 МПа (от 16 до 200 кгс/ кв. см).

    Конструкция и размеры

    ГОСТ 12821-80 Фланцы стальные приварные встык на Ру от 0,1 до 20,0 МПа (от 1 до 200 кгс/кв. см). Конструкция и размеры

    ГОСТ 12893-2005 Клапаны регулирующие односедельные, двухседельные и клеточные.

    Общие технические условия

    ГОСТ 13808-79 Резина. Метод определения морозостойкости по эластическому восстановлению после сжатия

    ГОСТ 14187-84 Краны конусные. Строительные длины ГОСТ 14192-96 Маркировка грузов

    ГОСТ 14254-96 (МЭК 529-89) Степени защиты, обеспечиваемые оболочками (код IP) ГОСТ 14760-69 Клеи. Метод определения прочности при отрыве

    ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды

    ГОСТ 16037-80 Соединения сварные стальных трубопроводов. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

    ГОСТ 16093-2004 (ИСО 965-1:1998, ИСО 965-3:1998) Основные нормы взаимозаменяемости. Резьба метрическая. Допуски. Посадки с зазором

    ГОСТ 16118-70 Пружины винтовые цилиндрические сжатия и растяжения из стали круглого сечения. Технические условия

    ГОСТ 16587-71 Клапаны предохранительные, регулирующие и регуляторы давления.

    Строительные длины

    ГОСТ 18322-78 Система технического обслуживания и ремонта техники. Термины и определения

    ГОСТ 18442-80 Контроль неразрушающий. Капиллярные методы. Общие требования ГОСТ 21130-75 Изделия электротехнические. Зажимы заземляющие и знаки заземле-

    ния. Конструкция и размеры

    ГОСТ 21345-2005 Краны шаровые, конусные и цилиндрические на номинальное давление не более PN 250. Общие технические условия

    ГОСТ 23055-78 Контроль неразрушающий. Сварка металлов плавлением. Классификация сварных соединений по результатам радиографического контроля

    ГОСТ 23304-78 Болты, шпильки, гайки и шайбы для фланцевых соединений атомных энергетических установок. Технические требования. Приемка. Методы испытаний. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение

    ГОСТ 23866-87 Клапаны регулирующие односедельные, двухседельные и клеточные.

    Основные параметры

    ГОСТ 24054-80 Изделия машиностроения и приборостроения. Методы испытаний на герметичность. Общие требования

    ГОСТ 24643-81 Основные нормы взаимозаменяемости. Допуски формы и расположения поверхностей. Числовые значения

    ГОСТ 24705-2004 (ИСО 724:1993) Основные нормы взаимозаменяемости. Резьба метрическая. Основные размеры

    ГОСТ 25142-82 Шероховатость поверхности. Термины и определения

    ГОСТ 26349-84 Соединения трубопроводов и арматура. Давления номинальные (условные). Ряды

    ГОСТ 27890-88 (ИСО 4624-86) Покрытия лакокрасочные защитные дезактивируемые.

    Метод определения адгезионной прочности нормальным отрывом

    ГОСТ 28338-89 Соединения трубопроводов и арматура. Проходы условные (размеры номинальные). Ряды

    ГОСТ 28343-89 (ИСО 7121-86) Краны шаровые стальные фланцевые. Технические требования

    ГОСТ 28588.1-90 (ИСО 4661-86) Резина. Подготовка проб и образцов для испытаний.

    Часть 1. Физические испытания

    ГОСТ 28908-91 Краны шаровые и затворы дисковые. Строительные длины

    ГОСТ 30546.1-98 Общие требования к машинам, приборам и другим техническим изделиям и методы расчета их сложных конструкций в части сейсмостойкости

    ГОСТ 30893.1-2002 (ИСО 2768-1-89) Основные нормы взаимозаменяемости. Общие допуски. Предельные отклонения линейных и угловых размеров с неуказанными допусками

    ГОСТ 30893.2-2002 (ИСО 2768-2-89) Основные нормы взаимозаменяемости. Общие допуски. Допуски формы и расположения поверхностей, не указанные индивидуально

    ГОСТ Р 50753-95 Пружины винтовые цилиндрические сжатия и растяжения из специальных сталей и сплавов. Общие технические условия

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

    ГОСТ Р 51330.0-99 (МЭК 60079-0-98) Электрооборудование взрыво-защищенное.

    Часть 0. Общие требования

    ГОСТ Р 52720-2007 Арматура трубопроводная. Термины и определения

    ГОСТ Р 52760-2007 Арматура трубопроводная. Требования к маркировке и отличительной окраске

    СТО Газпром 2-3.5-046-2006 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Порядок экспертизы технических условий на оборудование и материалы, аттестации технологий и оценки готовности организаций к выполнению работ по диагностике и ремонту объектов транспорта газа ОАО «Газпром»

    СТО Газпром 2-2.2-130-2007 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Технические требования к наружным антикоррозионным полиэтиленовым покрытиям труб заводского нанесения для строительства, реконструкции и капитального ремонта подземных, морских газопроводов с температурой эксплуатации до 80 С

    СТО Газпром 2-2.3-137-2007 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Инструкция по технологиям сварки при строительстве и ремонте промысловых газопроводов. Часть II

    СТО Газпром 2-4.1-212-2008 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Общие технические требования к трубопроводной арматуре, поставляемой на объекты ОАО «Газпром»

    Примечание – При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

  3. Термины и определения


В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:


3.1 трубопроводная арматура (арматура): Техническое устройство, устанавливаемое на трубопроводах и емкостях, предназначенное для управления (перекрытия, регулирования, распределения, смешивания, фазоразделения) потоком рабочей среды (жидких, газообразных, газожидкостных, порошкообразных, суспензий и т.п.) путем изменения площади проходного сечения.

[ГОСТ Р 52720-2007, пункт 2.1]


3.2 вид арматуры: Классификационная единица, характеризующая функциональное назначение арматуры.

[ГОСТ Р 52720-2007, пункт 2.7]


3.3 тип арматуры: Классификационная единица, характеризующаяся направлением перемещения запирающего или регулирующего элемента относительно потока рабочей среды и определяющая основные конструктивные особенности арматуры.

[ГОСТ Р 52720-2007, пункт 2.8]


3.4 запорная арматура: Арматура, предназначенная для перекрытия потока рабочей среды с определенной герметичностью.

[ГОСТ Р 52720-2007, пункт 3.1]


3.5 регулирующая арматура: Арматура, предназначенная для регулирования параметров рабочей среды посредством изменения расхода.

[ГОСТ Р 52720-2007, пункт 3.3]


3.6 шаровой кран: Кран, запирающий или регулирующий элемент которого имеет сферическую форму.

[ГОСТ Р 52720-2007, пункт 5.49]


3.7 регулирующий клапан: Регулирующая арматура, конструктивно выполненная в виде клапана с исполнительным механизмом или ручным управлением.

[ГОСТ Р 52720-2007, пункт 5.41]


3.8 корпусные детали: Детали арматуры (как правило, корпус арматуры и крышка), которые удерживают рабочую среду внутри арматуры.

Примечание – Долговечностью корпусных деталей, как правило, определяется срок службы арматуры.

[ГОСТ Р 52720-2007, пункт 7.1]


3.9 затвор: Совокупность подвижных (золотник, диск, клин, шибер, плунжер и др.) и неподвижных (седло) элементов арматуры, образующих проходное сечение и соединение, препятствующее протеканию рабочей среды.

Примечание – Перемещением подвижных элементов затвора достигается изменение проходного сечения и, соответственно, пропускной способности.

[ГОСТ Р 52720-2007, пункт 7.3]


3.10 седло: Неподвижный или подвижный элемент затвора, установленный или сформированный в корпусе арматуры.

[ГОСТ Р 52720-2007, пункт 7.4]


3.11 запирающий элемент: Подвижная часть затвора, связанная с приводом, позволяющая при взаимодействии с седлом осуществлять управление потоком рабочих сред путем изменения проходного сечения и обеспечивать определенную герметичность.

[ГОСТ Р 52720-2007, пункт 7.5]


3.12 регулирующий элемент: Часть затвора, как правило, подвижная и связанная с приводом или чувствительным элементом, позволяющая при взаимодействии с седлом осуществлять управление (регулирование) потоком рабочей среды путем изменения проходного сечения.

[ГОСТ Р 52720-2007, пункт 7.6]


3.13 цикл: Перемещение запирающего элемента из исходного положения «открыто» («закрыто») в противоположное и обратно, связанное с выполнением основной функции данного вида арматуры.

[ГОСТ Р 52720-2007, пункт 2.23]


3.14 герметичность: Способность арматуры и отдельных ее элементов и соединений препятствовать газовому или жидкостному обмену между разделенными средами.

[ГОСТ Р 52720-2007, пункт 6.23]


3.15 номинальное давление PN, МПа: Наибольшее избыточное рабочее давление при температуре рабочей среды 293 К (20 С), при котором обеспечивается заданный срок службы (ресурс) корпусных деталей арматуры, имеющих определенные размеры, обоснованные расчетом на прочность при выбранных материалах и характеристиках прочности при температуре 293 К (20 С).

[ГОСТ Р 52720-2007, пункт 6.1]


3.16 рабочее давление Рраб, МПа: Наибольшее избыточное давление, при котором возможна длительная работа арматуры при выбранных материалах и заданной температуре.

[ГОСТ Р 52720-2007, пункт 6.3]


3.17 расчетное давление Рр, МПа: Избыточное давление, на которое производится расчет прочности арматуры.

[ГОСТ 12.2.085-2002, статья 3.2.2]


3.18 пробное давление Рпр, МПа: Избыточное давление, при котором следует проводить

гидравлическое испытание арматуры на прочность и плотность водой при температуре не менее 278 К (5 С) и не более 343 К (70 С), если в документации не указана другая температура.

[ГОСТ Р 52720-2007, пункт 6.3]


3.19 номинальный диаметр DN, мм: Параметр, применяемый для трубопроводных систем в качестве характеристики присоединяемых частей арматуры.

Примечание – Диаметр номинальный приблизительно равен внутреннему диаметру присоединяемого трубопровода, выраженному в мм и соответствующему ближайшему значению из ряда чисел, принятых в установленном порядке.

[ГОСТ Р 52720-2007, пункт 6.3]


3.20 способность пропускная K, м3/ч: Величина, численно равная расходу рабочей среды с плотностью 1000 кг/м3, протекающей через арматуру, при перепаде давлений

0,1 МПа (1 кгс/см2).

Примечание – Для предохранительного клапана – массовый расход рабочей среды через предохранительный клапан.

[ГОСТ Р 52720-2007, пункт 6.40]

    1. временное сопротивление в, МПа: Минимальное растягивающее напряжение,

      приводящее к разрушению материала и характеризующее его максимальную несущую способность и прочность, предшествующую разрушению.

    2. предел текучести условный 0,2, МПа: Минимальное растягивающее напряжение, соответствующее пластической деформации материала 0,2 % и характеризующее переход от

      упругих деформаций к пластическим.

    3. относительное удлинение после разрыва , %: Отношение разницы между конечной и начальной длиной образца к начальной длине образца, выраженное в процентах.

    4. относительное сужение поперечного сечения после разрыва , %: Отношение разницы между начальной площадью поперечного сечения образца и площадью поперечного сечения образца в месте разрыва к начальной площади поперечного сечения образца, выраженное в процентах.

    5. работа удара KV, Дж: Минимальная энергия разрушения призматического образца с V-образным надрезом (концентратором) посередине одним ударом маятникового копра.


3.26 неработоспособное состояние (неработоспособность): Состояние объекта, при котором значения хотя бы одного параметра, характеризующего способность выполнять заданные функции, не соответствует требованиям нормативной и (или) конструкторской (проектной) документации.

[ГОСТ 27.002-89, пункт 2.4]


3.27 работоспособное состояние (работоспособность): Состояние объекта, при котором значения всех параметров, характеризующих способность выполнять заданные функции, соответствуют требованиям нормативной и (или) конструкторской (проектной) документации.

[ГОСТ 27.002-89, пункт 2.3]


3.28 предельное состояние: Состояние объекта, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна либо восстановление его работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно.

[ГОСТ 27.002-89, пункт 2.5]


3.29 критерий предельного состояния: Признак или совокупность признаков предельного состояния объекта, установленные нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации.

[ГОСТ 27.002-89, пункт 2.6]


3.30 отказ: Событие, заключающееся в нарушении работоспособного состояния объекта. [ГОСТ 27.002-89, пункт 3.3]


3.31 критичность отказа: Совокупность признаков, характеризующих последствия отказов.

[ГОСТ 27.002-89, пункт 3.7]


3.32 назначенный ресурс, год: Суммарная наработка, при достижении которой эксплуатация объекта должна быть прекращена независимо от его технического состояния.

[ГОСТ 27.002-89, пункт 4.9]


3.33 назначенный срок службы, год: Календарная продолжительность эксплуатации, при достижении которой эксплуатация объекта должна быть прекращена независимо от его технического состояния.

[ГОСТ 27.002-89, пункт 4.10]


3.34 срок службы: Календарная продолжительность эксплуатации арматуры от ее начала или возобновления после ремонта до наступления предельного состояния.

[ГОСТ Р 52720-2007, пункт 2.25]


3.35 назначенный срок хранения, год: Календарная продолжительность хранения, при достижении которой хранение объекта недопустимо.

[ГОСТ 27.002-89, пункт 4.11]


3.36 срок сохраняемости, год: Календарная продолжительность хранения и (или) транспортирования объекта, в течение которой сохраняются в заданных пределах значения параметров, характеризующих способность объекта выполнять заданные функции.

Примечание – По истечении срока сохраняемости объект должен соответствовать требованиям безотказности, долговечности и ремонтопригодности, установленным нормативно-технической документацией на объект.

[ГОСТ 27.002-89, пункт 4.7]


3.37 восстановление: Процесс перевода объекта в работоспособное состояние из неработоспособного состояния.

[ГОСТ 27.002-89, пункт 5.2]


3.38 ремонт: Комплекс операций по восстановлению исправности или работоспособности изделий и восстановлению ресурсов изделий или их составных частей.

[ГОСТ 18322-78, пункт 2]

    1. специализированная организация: Организация, допущенная в установленном порядке к выполнению подрядных работ на объектах магистральных газопроводов ОАО «Газпром».

    2. эксплуатирующая организация: Юридическое лицо, осуществляющее эксплуатацию объектов ОАО «Газпром».

    3. заказчик: Организация, по заявке или договору с которой производится создание продукции.

    4. разработчик: Организация, разрабатывающая проект, технические условия на изготовление продукции, координирующая работу исполнителей составных частей разработки и отвечающая за разработку продукции в целом. Разработчиком может быть изготовитель продукции.

    5. изготовитель: Организация, изготавливающая продукцию.


  1. Сокращения


    В настоящем стандарте применены следующие сокращения: АЗК – автоматическое закрытие крана;

    ГИС – газоизмерительная станция; ГП – газовый промысел;

    ГПА – газоперекачивающий агрегат; ГРС – газораспределительная станция; ГТС – газотранспортная система;

    ДКС – дожимная компрессорная станция;

    ЗИП – запасные инструменты и принадлежности; ИМ – исполнительный механизм;

    КД – конструкторская документация; КС – компрессорная станция;

    ЛРГ – линия рециркуляции газа;

    ЛЧМГ – линейная часть магистрального газопровода; МГ – магистральный газопровод;

    НД – нормативная документация; ОТК – отдел технического контроля; ПВ – период включения;

    ПГП – пневмогидравлический привод;

    ПДС – производственно-диспетчерская служба;

    ПЛК – программируемые логические контроллеры; ПНР – пусконаладочные работы;

    ПОЭ – производственный отдел по эксплуатации;

    ПСДС – пневматический привод со струйным двигателем; ПХГ – подземное хранилище газа;

    РЭ – руководство по монтажу, наладке, эксплуатации и технологическому обслуживанию; СОГ – станция охлаждения газа;

    СПХГ – станция подземного хранения газа; СТС – сезонно-талый слой;

    ТПА – трубопроводная арматура; ТУ – технические условия;

    УЗД – ультразвуковая дефектоскопия; УЗК – ультразвуковой контроль;

    УЗТ – ультразвуковой толщиномер; УРГ – узел редуцирования газа; ЭГК – электрогидроклапан;

    ЭГП – электрогидравлический привод;

    ЭИМ – электрический исполнительный механизм; ЭПК – электропневмоклапан;

    ЭПСУП – электропневматическая система управления приводом.


  2. Условия эксплуатации объектов Крайнего Севера на примере Ямальской газотранспортной системы

    1. Район прохождения трассы газопровода Ямальской газотранспортной системы – пологоволнистая заболоченная и заозеренная морская равнина, в разной степени расчлененная речной и овражной сетью. Трасса расположена в пределах двух геоморфологических уровней: останков морских террас и аллювиально-озерных долин рек в зоне сплошного распространения многолетнемерзлых пород. Мощность многолетнемерзлых пород составляет от 200 до 280 м. Сплошность мерзлых толщ нарушается несквозными таликами под руслами рек и под крупными озерами, глубина которых превышает 2 м. Мощность подруслового талика составляет 9 м.

      Верхнюю часть осадочного чехла слагают морские, озерные, аллювиальные и биогенные отложения, находящиеся в многолетнемерзлом состоянии. По литологическому составу это глинистые грунты (супеси и суглинки), реже пески, а также торф. Широкое хаотичное

      распространение по глубине получили подземные льды различной мощности до 6 м и площади распространения до 1 км. В подавляющем большинстве случаев отложения всех генетических комплексов засолены, а прибрежно-морские и аллювиально-морские осадки, находящиеся в зоне влияния морских нагонных явлений, относятся к сильнозасоленным. В разрезах грунтовой толщи отмечаются линзы криопэгов, характеризующиеся повышенной коррозионной активностью. К незасоленным, как правило, относятся отложения, слагающие верхние части от 3 до 7 м разрезов морских террас и пойм.

      Основными криогенными процессами и явлениями на территории являются термокарст, термокарст со стоком, термоэрозия, склоновые процессы (солифлюкция, сплывы, оползание грунта). При разрушении напочвенных растительных покровов интенсивность этих процессов значительно усиливается. При оттаивании многолетнемерзлые грунты в зоне влияния газопровода приобретают следующие свойства:

      • твердомерзлые сильнольдистые глинистые грунты переходят в текучее состояние с осадкой при оттаивании 0,1–0,4 (более 25 % трассы – с осадкой при оттаивании более 0,4);

      • твердомерзлые льдистые песчаные грунты – в насыщенное водой состояние осадка при оттаивании в среднем 0,2;

      • льдистые торфяники – в болото I и II типа.

        Подземные воды являются в основном надмерзлотными и приурочены к зоне СТС и имеют кальциево-карбонатный состав и слабую минерализацию. Среднегодовые температуры мерзлых грунтов изменяются от минус 1,5 С (под руслами рек) до минус 6 С (на водораздельных поверхностях).

        Преобладающая растительность в районе тундровая – мохово-лишайниковые, кустарничково-лишайниковые, злаково-осоко-моховые тундровые ассоциации.

    2. Климат района морской, арктический с холодной и продолжительной зимой, коротким прохладным летом и непродолжительными переходными сезонами весной и осенью. По климатическому районированию для целей строительства территория относится к району IГ ГОСТ 15150 с температурами:

      • средняя годовая температура воздуха – минус 8,3 С;

      • средняя температура января, самого холодного месяца – минус 21,8 С;

      • средняя температура августа, самого теплого месяца – 6,7 С;

      • расчетная температура самой холодной пятидневки – минус 39 С при абсолютном минимуме минус 52 С и абсолютном максимуме 28 С.

    3. Средняя годовая скорость ветра составляет 6,7 м/с, средняя месячная находится в пределах от 5,6 м/с – в июле до 7,5 м/с – в ноябре. По направлению преобладают зимой юго-

      восточные и летом северо-западные ветры. Годовое количество осадков – около 390 мм, из них на холодное время года приходится 189 мм. Среднее годовое количество дней с осадками – 165, месячный максимум осадков – в июле. Устойчивый снежный покров сохраняется 230 дней в году. Средняя дата его образования – 14 октября и схода – 2 июня. Толщина снежного покрова к концу зимы достигает 24 см с возможным увеличением в отдельные годы до 41 см. Средняя продолжительность безморозного периода колеблется в диапазоне от 60 до 70 суток.

    4. Рабочая среда – неагрессивный природный газ, содержащий жидкие углеводороды,

      этиленгликоль, турбинные масла, углекислый газ, метанол (СН3ОН), воду и механические примеси в следующих количествах:

      • влага и конденсат – до 1500 мг/м3;

      • механические примеси – до 10 мг/м3;

      • размер отдельных частиц в примеси – до 1 мм;

      • сероводород (Н2S) – до 1 мг/м3;

      • натрий и калий (в сумме) – не более 1 мг/м3.

        Примечание – Рабочая среда для арматуры объектов газовых промыслов (ДКС, ПХГ и др.) может дополнительно содержать диэтиленгликоль, триэтиленгликоль, сероводород – более 1 мг/м3, кислород – до 1 %.

        Скорость рабочей среды – не более 20 м/с. Максимальная среднеквадратическая виброскорость трубопровода – до 11,25 мм/с в диапазоне частот от 1 до 60 Гц.

    5. Температура потока рабочей среды – минус 2 С при температуре атмосферного

      воздуха – до 25 С (жаркий период года).

      Давление рабочей среды на входе в головной участок МГ составляет 11,8 МПа. По трассе газопровода температура и давление снижаются и на приеме КС составят до минус 18 С и 8,0…8,3 МПа соответственно.

      Максимальная температура рабочей среды для объектов ГТС – до 100 С.

    6. Точка росы газа по воде не превышает минус 20 С, а по углеводородам – минус 10 С.

    7. Приводы и системы управления трубопроводной арматурой, установленные под открытым небом, подвержены воздействию климатических явлений: дождь, град, снег, пыль, гроза, паводок, солнечное излучение, ветровые и снеговые нагрузки, сейсмическое воздействие до 6 баллов по ГОСТ 30546.1.


  3. Основные параметры и размеры ТПА


    1. Давления номинальные (условные) PN 16 – по ГОСТ 26349.

    2. Диаметры номинальные (проходы условные) DN – 50, 63, 65, 80, 100, 125, 150, 200, 250, 300, 350, 400, 450, 500, 600, 700, 800, 900, 1000, 1200, 1400 – по ГОСТ 28338.

    3. Давления пробные Рпр и давления рабочие Рраб – по ГОСТ 356. Величина Рпр

      приводится в технических требованиях чертежей деталей (сборочных единиц) и сборочного чертежа арматуры.

    4. Строительные длины:

      • запорной арматуры – по ГОСТ 3326, ГОСТ 14187, ГОСТ 28908, ГОСТ 28343;

      • регулирующей арматуры – по ГОСТ 16587;

      • допускается изготовление фланцев по ANSI/ASME B 16.5 Edition 2003 [1] класса давления ANSI Class 900.

        По согласованию с заказчиком арматура может изготавливаться с нестандартной строительной длиной (в соответствии с опросным листом).

    5. Конструкция и размеры фланцев:

      • литых стальных – по ГОСТ 12819;

      • стальных приварных встык – по ГОСТ 12821.

    6. Присоединительные размеры и размеры уплотнительных поверхностей фланцев на PN до 16,0 МПа – по ГОСТ 12815, допускается изготовление фланцев по ANSI/ASME B 16.5 Edition 2003 [1] класса давления ANSI Class 900. При поставке арматуры с ответными фланцами в комплект поставки входят прокладки и крепеж. При отсутствии нормативной документации на фланцы конструкция фланцевого соединения согласовывается с заказчиком.

    7. Концы патрубков под приварку к трубопроводу и технология сварки – по

      ГОСТ 16037, СТО Газпром 2-2.3-137, Инструкции [2], НД, утвержденной ОАО «Газпром». По требованию заказчика размеры концов под приварку могут быть изменены в зависимости от сортамента применяемых труб.


      6.8 Для сопрягаемых поверхностей подвижных и неподвижных соединений руководствоваться следующими стандартами:

      • допуски формы и расположения поверхностей – по ГОСТ 24643;

      • неуказанные допуски формы и расположения поверхностей – по ГОСТ 30893.2;

      • параметры и характеристики:

      а) шероховатость поверхности – по ГОСТ 2789;

      б) нормальные углы и допуски углов – по ГОСТ 8908;

      в) предельные отклонения размеров с неуказанными допусками – по ГОСТ 30893.1. Отклонения геометрических параметров приводятся в КД на арматуру.

      [СТО Газпром 2-4.1-212-2008, подпункт 7.2.2.8]


      6.9 Основные размеры:

      • метрической резьбы – по ГОСТ 24705;

      • профиль – по ГОСТ 9150;

      • допуски посадок с зазором – по ГОСТ 16093;

      • сбеги, недорезы, проточки и фаски – по ГОСТ 10549.

      6.10 Технические требования к винтовым пружинам – по ГОСТ Р 50753 и ГОСТ 16118. [СТО Газпром 2-4.1-212-2008, подпункты 7.2.2.9 и 7.2.2.10]


  4. Требования к надежности ТПА


    1. Общие правила задания требований по надежности и их состав – в соответствии с ГОСТ 27.003. Количественные значения показателей надежности должны определяться ТУ на ТПА, согласованными с заказчиком, и соответствовать настоящему стандарту.

      1. Показатели долговечности:

        • срок службы до списания – не менее 40 лет;

        • ресурс до списания – не менее 320000 часов или циклов, не менее: 4000 .............. для DN 50–200;

          2000 .............. для DN 300–1000;

          500 ............. для DN 1200–1400.

          Примечание – Для регулирующей арматуры ресурс до списания устанавливают не менее 240000 часов.

      2. Показатели безотказности:

  • вероятность безотказной работы не менее 0,95 за назначенный ресурс;

  • коэффициент оперативной готовности в течение назначенного ресурса для ТПА, работающей в режиме ожидания на ЛЧМГ и узлах подключения КС (ДКС) – не менее 0,9999.

      1. Назначенные показатели:

  • срок хранения – 3 года;

  • срок службы – 30 лет;

  • ресурс – 240000 часов или циклов, не менее: 3000 .............. для DN 50–200;

    1500 .............. для DN 300–1000;

    300 .............. для DN 1200–1400.

    При достижении назначенного срока хранения арматура используется по назначению или проводится ее полная переконсервация на срок не более двух лет. При истечении назначенного срока службы (ресурса) дальнейшая эксплуатация возможна только при положительном заключении экспертизы промышленной безопасности в установленном порядке.

      1. Изготовитель (поставщик) гарантирует соответствие выпускаемой (поставляемой) арматуры и комплектующих ее изделий требованиям ТУ при соблюдении условий монтажа, ремонта, эксплуатации, транспортирования и хранения, установленных в РЭ:

  • гарантийный срок хранения со дня отгрузки (продажи) – не более трех лет;

  • гарантийный срок эксплуатации со дня ввода в эксплуатацию – не менее двух лет. Гарантийный срок хранения и эксплуатации указывают в сопроводительной докумен-

    тации.


    8 Требования к материалам для корпусных деталей трубопроводной арматуры, приводов и систем управления


    8.1 Материалы корпусных деталей арматуры и сварные соединения, находящиеся под давлением и соприкасающиеся с рабочей средой, в пределах установленных показателей долговечности и назначенных показателей должны удовлетворять следующим требованиям:

    • обеспечивать достаточный запас прочности;

    • обладать достаточной коррозионной стойкостью к рабочей и окружающей среде;

    • не иметь внутренних и внешних дефектов, влияющих на безопасность;

    • подбираться с учетом исключения взаимного химического воздействия при соединении различных материалов.

    [СТО Газпром 2-4.1-212-2008, подпункт 7.1.1]

      1. Материалы для изготовления арматуры и ее комплектующих элементов, имеющие соответствующие сертификаты, выбирают из нормативных документов, согласованных с Ростехнадзором, с учетом условий эксплуатации:

  • расчетное давление – 15 МПа;

  • минимальная температура окружающей среды – минус 60 С;

  • минимальная температура рабочей среды – минус 30 С;

  • максимальная температура рабочей среды – до 100 С;

  • химический состав и свойства рабочей и окружающей среды – по 5.4, 5.5, 5.6.

      1. Средняя величина работы удара материала деталей корпуса ТПА и других комплектующих элементов, испытывающих динамические нагрузки, при испытании не менее чем на трех стандартных образцах с острым надрезом «Шарпи» в соответствии с API Specification 6D Edition 22 [3] при температуре минус 60 С должна быть:

  • для сталей с гарантированным пределом текучести до 517 МПа – не ниже 20 Дж (минимальное значение 15 Дж на одном испытанном образце);

  • сталей с гарантированным пределом текучести от 517 до 609 МПа – не ниже 27 Дж (минимальное значение 20 Дж);

  • сталей с гарантированным пределом текучести выше 609 МПа – не ниже 34 Дж (минимальное значение 25 Дж).

      1. В качестве конструкционных материалов корпусных деталей ТПА рекомендуется использовать легированные стали в соответствии со стандартами ASTM A350/A350M-96c [4], ASTM A352/A352M-89 [5] или иные стали, химический состав и механические свойства которых отвечают требованиям таблиц 1 и 2 соответственно.

        Таблица 1 – Требования по химическому составу материалов


        в процентах, не более



        Элементы

        Марки стали

        по ASTM А350/A350M-96c [4]

        Марки стали

        по ASTM А352/A352M-89 [5]

        LF3

        LF5

        LF9

        LF787

        LC1

        LC2

        LC3

        LC4

        LC9

        CA6NM

        Углерод

        0,20

        0,30

        0,20

        0,07

        0,25

        0,25

        0,15

        0,15

        0,13

        0,06

        Марганец

        0,90

        0,60–

        1,35

        0,40–

        1,06

        0,40–

        0,70

        0,50–

        0,80

        0,50–

        0,80

        0,50–

        0,80

        0,50–

        0,80

        0,90

        1,00

        Кремний

        0,20–

        0,35

        0,20–

        0,35

        0,40

        0,60

        0,60

        0,60

        0,60

        0,45

        1,00

        Фосфор

        0,035

        0,035

        0,035

        0,025

        0,040

        0,040

        0,040

        0,040

        0,040

        0,040

        Сера

        0,040

        0,040

        0,040

        0,025

        0,045

        0,045

        0,045

        0,045

        0,045

        0,030

        Никель

        3,30–

        3,70

        1,00–

        2,00

        1,60–

        2,24

        0,70–

        1,00

        2,00–

        3,00

        3,00–

        4,00

        4,00–

        5,00

        8,50–

        10,00

        3,50–

        4,50

        Хром

        0,30

        0,30

        0,30

        0,60–

        0,90

        0,50

        11,50–

        14,00

        Молибден

        0,12

        0,12

        0,12

        0,15–

        0,25

        0,45–

        0,65

        0,20

        0,40–

        1,00

        Медь

        0,40

        0,40

        0,75–

        1,25

        1,00–

        1,30

        0,30

        Ванадий

        0,03

        0,03

        0,03

        0,03

        0,03


        Допускается применение низколегированных сталей типа 20Х, 20Г, 09Г2С, LF2 и иных сталей после специальных режимов термической обработки, обеспечивающих удовлетворительные показатели хладостойкости, предусмотренные 8.3, и имеющих величину относительного удлинения не менее 18 %.

      2. Материалы патрубков арматуры (ответных фланцев) под приварку должны удовлетворять требованиям по величине углеродного эквивалента (Сэ), рассчитываемой по формуле (1)

        C С Mn Cr Mo ( V + Ti + Nb) Cu Ni 15B.

        э 6 5 15

        (1)

        Таблица 2 – Требования по механическим свойствам и работе удара материалов


        Механические характеристики

        Марки стали

        по ASTM А350/A350M-96c [4]

        Марки стали

        по ASTM А352/A352M-89 [5]

        LF3

        LF5

        LF9

        LF787

        LC1

        LC2

        LC3

        LC4

        LC9

        CA6NM

        В, МПа


        485–655


        415–585


        435–605


        450–585


        450–620


        485–655


        485–655


        485–655


        585


        760–930

        класс 1

        класс 2

        класс 3

        485–655

        515–655

        0,2, МПа


        260


        205


        315


        380


        240


        275


        275


        275


        515


        550

        класс 1

        класс 2

        класс 3

        260

        450

         


        22


        25


        25


        20


        24


        24


        24


        24


        20


        15

        класс 1

        класс 2

        класс 3

        22

        20

         


        35


        38


        38


        45


        35


        35


        35


        35


        30


        35

        класс 1

        класс 2

        класс 3

        35

        45

        КV, Дж


        20


        20


        18


        20


        18


        20


        20


        20


        27


        27

        класс 1

        класс 2

        класс 3

        27

        20

        20

        КV, Дж


        16


        16


        14


        16


        14


        16


        36


        16


        20


        20

        класс 1

        класс 2

        класс 3

        20

        16

        16

        Тисп, С


        -101


        -59


        -73


        -50


        -59


        -73


        -101


        -115


        -196


        -73

        класс 1

        класс 2

        класс 3

        -73

        Величина Сэ для материалов патрубков арматуры (ответных фланцев) под приварку, не более:

        0,41 .............. для DN 50–200;

        0,42 .............. для DN 300–1000;

        0,43 .............. для DN 1200–1400.

        Фактическое значение углеродного эквивалента указывают на патрубках арматуры любым способом, обеспечивающим сохранность маркировки (например, несмываемой краской), а также в паспорте.

      3. Сварочные материалы, применяемые при изготовлении и ремонте арматуры, должны удовлетворять требованиям соответствующих стандартов, иметь сертификат и быть аттестованы в соответствии с РД 03-613-03 [6].

      4. Материалы для наплавки уплотнительных и трущихся поверхностей должны удовлетворять требованиям ГОСТ 10051, ГОСТ 9466 и иметь сертификат соответствия.

      5. Материалы резиновых уплотнений корпусных деталей оборудования, находящиеся под давлением, должны удовлетворять следующим требованиям:

  • иметь величину твердости по Шору А, определяемую по ГОСТ 263, в пределах от 75 до 90 единиц;

  • иметь коэффициент морозостойкости, определяемый по ГОСТ 13808 на образцах, отобранных по ГОСТ 28588.1, не ниже 0,1 при температуре испытания минус 60 С.


    1. Требования к материалам изоляционных покрытий и к технологиям их нанесения

      1. Общие положения

        Покрытие не должно наноситься на элементы ТПА, эксплуатирующиеся в атмосферных условиях. Данные элементы должны изолироваться согласно НД лакокрасочными материалами или другими атмосферостойкими покрытиями, отвечающими требованиям ГОСТ Р 51164.

      2. Требования к изделиям, подлежащим наружной изоляции

        Поверхность ТПА перед проведением абразивной очистки должна быть свободна:

  • от поверхностных дефектов: вмятин, раковин, задиров, острых выступов, заусенцев, наплавленных капель металла, шлака и др. Дефекты устраняются шлифовкой, не выводящей толщину стенки за пределы минусовых допусков. При невозможности устранения поверхностных дефектов изделия бракуются и не подлежат изоляции;

  • масляных, жировых и других загрязнений. Степень обезжиривания поверхности не ниже первой по ГОСТ 9.402;

  • следов влаги. Для осушки допускается нагрев поверхности изделия до температуры не более 50 С.

    Перед нанесением защитного покрытия наружная поверхность ТПА очищается от продуктов коррозии методом абразивной очистки (дробеметная или дробеструйная) до степе-

    ни очистки 2 по ГОСТ 9.402 (степень Sa 2.5 по ISO 8501-1:1988 [7]) и степени шероховатости

    поверхности Rz от 50 до 150 мкм по ГОСТ 25142 или ISO 8503-1:1988 [8].

    После проведения абразивной очистки поверхность ТПА не должна иметь визуально определяемых дефектов: вкатанной окалины, трещин любой глубины и протяженности, расслоений, раковин и др. Дефекты устраняются шлифовкой, не выводящей толщину стенки за пределы минусовых допусков. При невозможности устранения поверхностных дефектов изделия бракуются и не подлежат изоляции.

    Очищенная поверхность изделия должна обеспыливаться. Степень запыленности поверхности не более 3 по ISO 8502-3:1992 [9].

    Температура поверхности ТПА перед нанесением покрытия должна превышать температуру точки росы не менее чем на 3 С.

    Покрытие должно наноситься при температуре окружающего воздуха не менее 5 С и относительной влажности не более 80 %. Время между окончанием абразивной очистки поверхности и началом нанесения покрытия должно быть не более 6 ч при относительной влажности воздуха не более 80 %. На поверхности изделия перед нанесением защитного покрытия не допускается наличие масляных, жировых и других загрязнений.

      1. Требования к материалам для нанесения защитного покрытия

        Качество исходных материалов покрытия должно соответствовать технической спецификации на поставку и подтверждаться данными входного контроля. Конструкция ТПА должна обеспечивать соответствие диэлектрических свойств защитного покрытия, наносимого в заводских условиях, и газопровода. Защитное покрытие арматуры по своим характеристикам должно соответствовать защитному покрытию труб. Выбор покрытий проводить по НД, согласованной с заказчиком, в зависимости от условий прокладки и эксплуатации трубопровода. Все виды покрытий должен наносить на арматуру в заводских условиях изготовитель.

      2. Требования к защитному покрытию

        Покрытие наносится на изолируемые изделия по согласованной в установленном порядке технической документации, разработанной с учетом рекомендаций изготовителя покрытия.

        При нанесении покрытия внутренняя поверхность изделия защищается от попадания на нее материалов наружного покрытия.

        Концевые участки ТПА должны быть свободны от защитного покрытия для последующего выполнения сварочных работ в трассовых условиях. На изделиях с катушками длина концевых участков без покрытия должна составлять (50±20) мм, на изделиях без катушек – в соответствии с КД.

        В случаях расположения концевых участков изделия без покрытия и участков с покрытием на одной поверхности (концевые участки катушек шаровых кранов) необходимо обеспечивать угол скоса покрытия к металлу (30±10)°.

        Покрытие должно иметь однородную гладкую поверхность и быть свободно от пропусков, пузырей, отслоений, механических повреждений, ухудшающих качество защитного покрытия. Допускается наличие на поверхности покрытия «шагрени», небольших локальных утолщений, наплывов, «ряби» (небольшие волнообразные неровности с малой амплитудой) высотой не более 2 мм, царапин, не выводящих толщину покрытия ниже минимально допустимых значений.

        Не нормируется толщина, диэлектрическая сплошность и параметры адгезии на строповочных элементах (цапфы, проушины и т.д.), защитных кожухах и элементах их крепления, резьбовых соединениях с установленными на них защитными колпачками, основании (элементе конструкции шарового крана, необходимого для его установки и крепления в вертикальном положении) и конструктивных элементах шаровых кранов, выполненных из нержавеющих материалов.

        В случае раздельной транспортной поставки (узла крана, приводного устройства и переходных элементов) допускается отсутствие защитного покрытия усиленного типа в местах соединений и на участках, расположенных в зоне до 100 мм от соединительных поверхностей. Также допускается отсутствие основного защитного покрытия на опорной поверхности основания.

        На вышеуказанных элементах ТПА на период транспортировки и хранения, в случае необходимости, производится временная противокоррозионная защита с использованием консервационных составов или лакокрасочных материалов, отличных по цвету от основного покрытия, для последующего его удаления и нанесения защитного покрытия усиленного типа в трассовых условиях.

        Толщина готового защитного покрытия должна обеспечивать качественные показатели свойств покрытия, указанные в таблице 3.

        При наличии местных дефектов защитного покрытия, полученных при нанесении или разрушающих испытаниях изоляции ТПА, должен проводиться ремонт покрытия с использованием изоляционных материалов, рекомендованных изготовителем изоляционных материалов.

        Работы по ремонту мест повреждений защитного покрытия должны проводиться в соответствии с технологической инструкцией или другой НД, согласованной в установленном порядке.

        Таблица 3 – Показатели свойств и методы испытаний покрытия


        Наименование показателя

        Значение

        Метод испытания контроля


        1 Внешний вид покрытия

        Однородная поверхность без пузырей, трещин, отслоений, расслоений, пропусков

        Визуальный контроль

        2 Толщина покрытия мм, не менее

        2

        УЗТ

        3 Диэлектрическая сплошность покрытия, обеспечивающая отсутствие пробоя при электрическом напряжении, кВ/мм, не менее


        5*

        Дефектоскопия

        4 Прочность покрытия при ударе, Дж/мм, не


        5(3)

        5(3)


        По ГОСТ Р 51164

        менее, при температурах испытаний:

        (20±5) С

        (40±3) С

        минус (30±3) С

        5(3)

        5 Адгезия покрытия к стали при температуре


        5


        По

        (20±5) С, МПа, не менее:

        до ДN 700

        ГОСТ 14760

        свыше ДN 700

        7

        6 Снижение адгезии к стали при (20±5) С

        после выдержки в воде в течение 1000 ч при температуре (95±3) С, в % от исходной величины, не более


        50

        По ГОСТ 27890,

        ГОСТ 14760

        7 Площадь отслаивания покрытия при поляризации после выдержки в 3 % водном растворе хлорида натрия при потенциале поляризации 1,5 В и температуре испытаний (95±3) С в течение 15 сут, см2, не более


        10


        По ГОСТ Р 51164

        8 Переходное сопротивление покрытия,


        108


        По ГОСТ Р 51164

        Омм2, не менее:

        исходное при температуре (20±5) С

        после 100 сут выдержки в 3 % водном растворе хлорида натрия при температуре (95±3) С

        107

        после 100 сут термостарения при температу-

        ре (100±3) °С с последующей выдержкой в течение 10 сут в 3 % водном растворе хлорида нат-

        106

        рия при температуре (60±3) С

        9 Сопротивление пенетрации (вдавливанию):


        0,3


        По

        при температуре (20±5) С, мм, не более

        при температуре (100±3) С, в % от исходной толщины

        30

        ГОСТ Р 51164

        10 Влагопоглощение (водопоглощение) свободной пленки покрытия через 1000 ч испытаний при температуре (95±3) С, %, не более


        8

        По ГОСТ 4650

        11 Прочность при разрыве свободной пленки покрытия при температуре (20±5) С, МПа,

        не менее


        8(12)

        По ГОСТ 11262

        12 Относительное удлинение при разрыве сво-

        бодной пленки покрытия при температуре (20±5) С,%, не менее


        20(5)

        По ГОСТ 11262

        Окончание таблицы 1


        Наименование показателя

        Значение

        Метод испытания контроля

        13 Стойкость покрытия к отслаиванию при термоциклировании, количество циклов без отслаивания и растрескивания покрытия при температурах испытаний от минус (60±3) С до (20±5) С, не менее


        10


        Визуально

        14 Поры на срезе покрытия, проведенном под углом (35±5) С при 3–5-кратном увеличении

        Отсутствие пор на границе между металлом и покрытием


        Визуально

        *Диэлектрическая сплошность на участках изделия с радиусом кривизны поверхности менее 10 мм должна быть не менее 2 кВ на 1 мм толщины покрытия.

        Примечание – Без скобок приведено значение показателя для покрытий на полиуретановой основе, в скобках – для покрытий на эпоксидной основе.


        Общая площадь ремонтируемых дефектов не должна превышать 10 % от площади защитного покрытия. По показателям свойств защитное покрытие на отремонтированных участках должно отвечать требованиям, предъявляемым к основному покрытию.


    1. Общие требования к конструкции


      10.2 Конструкция запорной арматуры должна обеспечивать:

      • надежность функционирования и безопасность для персонала в рабочих условиях;

      • заданную прочность корпуса, в том числе при давлениях на затворе, указанных в 13.1.13, при выполнении функций открытия и закрытия. Прочность корпуса подтверждают расчетом;

      • плотность материала корпусных деталей и сварных швов;

      • отсутствие утечек во внешнюю среду;

      • герметичность затвора – класс А по ГОСТ 9544;

      • исключение недопустимых ударов при открывании и закрывании;

      • открытие – вращением рукоятки или маховика ручного привода арматуры против часовой стрелки, закрытие – по часовой стрелке с усилием не более 150 Н, а для страгивания арматуры с закрытого или открытого положения – не более 450 Н;

      • обеспечение требуемых НД показателей диэлектрических свойств защитного покрытия корпуса (нормального и усиленного типов) и блока управления приводом.

      [СТО Газпром 2-4.1-212-2008, подпункт 7.2.1.3]

      1. Арматура должна соответствовать требованиям настоящего стандарта и КД на конкретный вид и тип арматуры. КД по заявке ОАО «Газпром» разрабатывается с учетом настоящего стандарта.

    10.4 По требованию заказчика арматура поставляется в надземном или подземном исполнении. Подземное исполнение арматуры предусматривает бесколодезную установку. Длина колонны удлинителя шпинделя (расстояние от фланца корпуса арматуры до фланца корпуса привода) арматуры подземного исполнения составляет, м:

    1,6 .............. для DN 1400–1200;

    1,8 .............. для DN 1000–700;

    2 .............. для DN 500–50.

    Примечание – По требованию заказчика допускается изготовление колонны удлинителя шпинделя другой длины с соблюдением требований надежности и безопасности конструкции.

    [СТО Газпром 2-4.1-212-2008, подпункты 7.2.1.7 и 7.2.1.8]

    10.3 По требованию заказчика может поставляться приварная или фланцевая арматура. Применение фланцевой арматуры допускается для присоединения к оборудованию или когда применение сварки невозможно или нецелесообразно. Тип фланцев и уплотнительной поверхности принимают в соответствии с требованиями ПБ 03-585-03 [10].


      1. На арматуре подземного исполнения верхнее подвижное крепление удлинителя менее прочное, чем нижнее, и должно быть рассчитано на момент, развиваемый приводом, но не превышающий допустимый для арматуры. Соединение выходного вала привода со шпинделем (удлинителем шпинделя) затвора арматуры – шпоночное или квадратный вал. Соединение фланцевого разъема привода с арматурой или колонной удлинителя шпинделя (для арматуры подземного исполнения) должно быть штифтовое.

      2. На корпусе арматуры массой более 16 кг предусматриваются монтажные проушины (рым-болты) для грузоподъемной техники, схема строповки указывается в паспорте на изделие. Арматура DN 300 и более должна иметь опорные поверхности (лапы) для установки на фундамент, обеспечивающие устойчивость арматуры.

      3. Арматура, укомплектованная приводом, должна быть пожаростойкой и отвечать требованиям стандартов API Specification 6FA [11] и API 607 [12].

      4. Надземную часть арматуры необходимо защищать от коррозионного воздействия внешней среды климатически стойким покрытием, подземную часть от грунтовой коррозии – полимерным защитным покрытием по 9.3.

      5. Если арматура подземного исполнения подключается к системе электрохимической защиты объекта установки, то электрические заземленные узлы (датчики, блоки конечных выключателей, узлы управления) должны быть гальванически разъединены с арматурой и трубопроводом для обеспечения требуемого нормативного показателя сопротивления растеканию постоянного тока.

    11 Специальные требования к запорной арматуре


    11.1 В качестве запорной арматуры должны применяться шаровые краны. Основные параметры кранов – по ГОСТ 9702. Общие технические условия – по ГОСТ 21345.


    11.2 Краны должны обеспечивать герметичность затвора в любом направлении потока

    газа.

    [СТО Газпром 2-4.1-212-2008, подпункт 7.3.1.2]

      1. Конструкция корпуса шарового крана – цельносварной корпус сферического или цилиндрического типа. Для кранов надземного исполнения допускается применение арматуры с разборным корпусом. Корпус крана должен выдерживать усилия растяжения и осевое усилие сжатия (равные расчетному давлению в максимальном проходе крана):

  • без деформации корпуса под нагрузкой и воздействия на свободное движение шара;

  • воздействия на уплотнение между шаром и седлами. Данное условие должно быть подтверждено расчетами.

      1. Шаровые краны по типу исполнения запорного органа должны быть с шаровой пробкой в опорах (верхней и нижней цапфах). Все шаровые краны полнопроходные, при этом конструкция проточной части затвора не должна препятствовать пропуску внутритрубных устройств.

      2. Седло шарового крана с пробкой в опорах должно обеспечивать герметичность по классу А ГОСТ 9544 при перепаде давления на закрытом затворе от 0,6 МПа до PN с коэффициентом 1,1. Для обеспечения гарантированной герметичности при низких давлениях седло затвора предварительно поджимают к пробке посредством пружин. Для уплотнения при высоких перепадах давления на затворе его герметичность должна обеспечиваться давлением среды в трубопроводе.


    11.6 Уплотнение седла выполняют из материала (полимерного, эластомерного, металлического или другого), удовлетворяющего условиям эксплуатации, а также обладающего высокой износостойкостью.

    [СТО Газпром 2-4.1-212-2008, подпункт 7.3.1.10]


    11.7 Сферическая поверхность шаровой пробки должна иметь защитное износостойкое покрытие (никель, хром). Твердость покрытия должна быть не ниже 900 HV при толщине покрытия для неагрессивной среды не менее 25 мкм. Допускаются другие покрытия (например, покрытие методом пиролитического карбидохромирования) с твердостью покрытия не ниже 900 HV, обеспечивающие достаточную защиту от эрозии, коррозии и износостойкость.


      1. Конструкция шарового крана должна предусматривать антистатическое устройство для отвода статического электричества от шаровой пробки на корпус.

      2. Конструкция шпиндельного узла крана должна обеспечивать возможность безопасной замены уплотнения при закрытом затворе и наличии давления на действующем газопроводе. На шпиндель и корпус крана должны быть нанесены метки для определения точного положения шарового затвора в открытом и закрытом состоянии без разборки крана или трубопровода (указатель положения затвора).

    [СТО Газпром 2-4.1-212-2008, подпункты 7.3.1.11–7.3.1.14]

      1. Краны, устанавливаемые на подземных трубопроводах, должны иметь удлинитель шпинделя, который находится внутри цилиндрической колонны. Колонна должна соединяться с краном и приводом фланцевым соединением. Размеры удлинителя шпинделя согласовывают с заказчиком.

      2. Фланцевое соединение колонны с краном должно быть герметично от грунтовых вод. Уплотнение фланцевого соединения обеспечивается неразрезным кольцом из эластомера. В верхней части колонны должно быть предусмотрено устройство для вентиляции, которое исключает попадание газа в корпус привода или редуктора. Сальник шпинделя крана должен иметь не менее двух уплотнительных элементов и для арматуры DN 150 и более – систему ввода уплотнительной смазки между ними.

      3. Конструкция кранов DN 100–1400 должна предусматривать возможность принудительного подвода уплотнительной смазки (пасты) в зону уплотнения седел и шпинделя в случае потери герметичности. Подача смазки должна осуществляться через быстросъемные фитинги для подсоединения набивочного устройства.

      4. На кранах надземного исполнения подачу уплотнительной смазки в седла и сальник шпинделя осуществляют через фитинги, установленные на корпусе крана. Количество точек подвода смазки в седла крана должно соответствовать нормам, установленным в СТО Газпром 2-4.1-212 (таблица 7.1).

      5. На кранах подземного исполнения трубки подвода уплотнительной смазки в седла должны иметь двойную блокировку обратными клапанами. Один клапан должен находиться в фитинге подсоединения устройства для набивки, второй – в корпусе крана или в бобышке для приварки трубки подвода смазки в корпус крана. На трубопроводе подачи смазки в сальник шпинделя обратный клапан устанавливают в фитинге подсоединения устройства для набивки. Диаметры трубок подвода должны соответствовать нормам, установленным в СТО Газпром 2-4.1-212 (таблица 7.2).

      6. Краны DN 300–500 подземного исполнения должны иметь один фитинг с трубкой, объединяющий две трубки подвода смазки в корпус, расположенные на точках 3 и 9 (по часовому циферблату). Краны DN 700–1400 подземного исполнения должны иметь два фитинга с трубками, объединяющими четыре трубки подвода смазки в корпус, расположенные на точках 130 и 430; 730 и 1030 (по часовому циферблату).

      7. Конструкция седел кранов с пробкой в опорах должна обеспечивать ввод уплотнительной смазки по всему периметру седла, а также предусматривать наличие уплотнений, препятствующих проходу уплотнительной смазки между седлом и корпусом крана. Фитинги для ввода уплотнительной смазки должны иметь конструкцию и единые присоединительные размеры, обеспечивающие быстросъемное подсоединение набивочного устройства. Конструкция фитингов и обратных клапанов не должна препятствовать проходу твердых наполнителей уплотнительных паст. Фитинги закрывают резьбовой травмобезопасной крышкой.


    11.17 Давление уплотнительной смазки на входе фитинга ввода уплотнительной смазки должно быть не более 50 МПа. Фитинги и трубки подвода смазки рассчитывают на избыточное давление не менее 50 МПа.

    [СТО Газпром 2-4.1-212-2008, подпункт 7.3.1.20]


      1. В нижней части корпуса крана должно быть предусмотрено дренажное отверстие для сброса из корпуса воды и конденсата. Дренажные линии шаровых кранов DN 150–1400 подземного исполнения и DN 700–1000 надземного исполнения должны быть оснащены травмобезопасным запорным устройством с DN, соответствующим диаметру дренажной трубки. На кранах DN 50–500 надземного исполнения дренажное отверстие должно быть оснащено травмобезопасным запорным устройством. В верхней части корпуса крана предусматривают травмобезопасную пробку-заглушку для спуска воздуха из полости крана при гидроиспытаниях.

      2. Краны подземного исполнения DN 100–1400 с ПГП должны иметь трубки отбора управляющего газа с обеих сторон затвора, если не предусмотрен иной способ подачи управляющего газа. Трубки отбора управляющего газа должны иметь в верхней части запорные устройства. В качестве запорных устройств на трубках отбора управляющего газа над поверхностью земли устанавливают шаровые краны. По требованию заказчика краны могут изготавливаться без отверстий в корпусе крана для отбора управляющего газа. Внутренние диаметры трубопроводов обвязки крана представлены в таблице 5.

      3. На кранах подземного исполнения трубки отборов управляющего газа, подвода уплотнительной смазки и дренажа должны быть присоединены к корпусу крана через специальные бобышки при помощи сварки. Трубки отборов управляющего газа должны быть гальванически изолированы от блоков управления арматурой. Все трубки, находящиеся под

    землей, должны быть защищены полимерным покрытием. Толщина полимерного покрытия трубок такая же, как и на корпусе шарового крана.


    11.21 Трубопроводы обвязки шаровых кранов, располагаемые вдоль корпуса крана и колонны удлинителя, должны быть закреплены на колонне съемными кронштейнами, а подземная часть – закрываться съемными металлическими кожухами для защиты от механических повреждений, в том числе при осевых перемещениях крана с магистральным трубопроводом.

    [СТО Газпром 2-4.1-212-2008, подпункт 7.3.1.26]


    1. Специальные требования к регулирующей арматуре


      1. В качестве регулирующей арматуры должны применяться клапаны по ГОСТ 12893, ГОСТ 5761.

      2. В закрытом положении регулирующие клапаны должны обеспечивать герметичность затвора согласно ГОСТ 23866.

      3. Выбор типа и DN регулирующего клапана должен проводиться в соответствии с требо-

    ваниями к его максимальной расчетной пропускной способности Кv (для импортной арматуры – Cv) и необходимостью обеспечения заданных условий регулирования. Максимальная расчетная пропускная способность должна обеспечиваться при степени открытия клапана не более чем на 80 %. Пропускная характеристика регулирующих клапанов зависимость пропускной способности от хода регулирующего элемента – в диапазоне от 10 % до 90 % должна быть линейная по ГОСТ 12893. Во избежание возникновения вибрации присоединительных трубопроводов и для устойчивой работы клапанов при расчетах не допускается скорость газа на выходе из клапана более 0,3 числа Маха.


    12.4 Регулирующий клапан должен обеспечивать:

    • автоматическое позиционное регулирование (изменение положения) регулирующего элемента;

    • возможность остановки регулирующего элемента в любом промежуточном положении в течение неограниченного промежутка времени и последующее движение от исполнительного механизма в любом направлении;

    • работоспособность после воздействия на закрытый затвор максимального перепада давления, указанного заказчиком.

      При скорости газа до 20 м/с клапан не должен являться источником повышенного шума и вибрации:

    • уровень звукового давления на расстоянии 2 м от клапана не должен превышать 80 дБ по ГОСТ 12.1.003;

    • виброскорость не должна превышать 7 мм/с в диапазоне частот от 1 до 60 Гц.

    [СТО Газпром 2-4.1-212-2008, подпункты 7.4.3, 7.4.4]

      1. Конструкция проточной части клапана должна обеспечивать прямолинейную симметричную, максимально исключающую резкие изменения направления, траекторию потока газа (предпочтителен принцип осевого потока) и иметь возможность установки различных типов сепараторов в зависимости от технологических условий и требований заказчика к пропускной способности, потерям давления и уровню звукового давления.

      2. В качестве регулирующего элемента клапан должен иметь плунжерный затвор, перемещаемый вдоль осевой линии клапана и разгруженный от действия дифференциального (перепада) давления на клапане.


      1. Регулирующие клапаны должны поставляться с приводом (исполнительным механизмом), оснащенным узлом контроля и позиционирования, обеспечивающим автоматическое регулирование положения регулирующего элемента от полностью открытого до полностью закрытого. Клапаны должны иметь местный указатель положения регулирующего элемента в процентах (100 % – клапан полностью открыт).

        Конструкция регулирующего клапана должна предусматривать возможность принудительного подвода уплотнительной смазки в зону уплотнения (сальника) шпинделя.

      2. Система управления клапанами должна обеспечивать точность поддержания давления (расхода) с отклонением менее 0,5 %, чувствительность регулирования по давлению (расходу) с отклонением – менее 0,2 %, время реагирования на управляющий сигнал – не более 0,2 с.

      3. Регулирующие клапаны, обеспечивающие параметры непрерывного технологического процесса, должны быть снабжены обводной линией с соответствующими запорными устройствами.

    [СТО Газпром 2-4.1-212-2008, подпункты 7.4.10–7.4.12]


      1. Регулирующие клапаны узлов редуцирования газа на перемычках между газопроводами должны иметь способы управления:

  • автоматический (с возможностью дистанционного изменения установки давления (расхода) после клапана);

  • ручным дублером (для аварийного управления клапаном).

      1. Регулирующие клапаны ЛРГ КС и антипомпажного регулирования ГПА должны иметь следующие способы управления:

  • дистанционный (задействованный в алгоритм загрузки, разгрузки и антипомпажной защиты нагнетателя ГПА, КС);

  • ручной дублер (для аварийного управления клапаном).

      1. Регулирующие клапаны линий рециркуляции газа компрессорных станций и антипомпажного регулирования газоперекачивающих агрегатов должны обеспечивать:

  • возможность плавного регулирования объемного расхода газа, подаваемого нагнетателем ГПА (группой нагнетателей) в трубопровод;

  • быстродействие при открытии регулирующего элемента;

  • время полного хода регулирующего элемента клапана на открытие не превышает 2 с и на закрытие – 3 с;

  • двухстороннюю герметичность в обоих направлениях.


    13 Требования к приводам и системам управления трубопроводной арматуры


    13.1 Общие требования

    13.1.1 Конструкция приводов арматуры должна обеспечивать:

  • надежность функционирования и безопасность для персонала в рабочих условиях;

  • работоспособность арматуры, в том числе достаточное усилие или крутящий момент и удержание запирающего или регулирующего элемента в требуемом положении;

  • предотвращение чрезмерных усилий на арматуру;

  • герметичность относительно внешней среды;

  • электрическую (гальваническую) развязку с блоком управления для обеспечения требуемого НД показателя сопротивления растекания постоянного тока арматуры подземного исполнения;

  • взаимозаменяемость при установке на однотипную арматуру с проведением регулировки упорами.


    13.1.2 Для перестановки затвора запорной арматуры должны применяться:

    • поршневые приводы (пневматический, пневмогидравлический и электрогидравлический);

    • пневматические приводы со струйным двигателем;

    • электрические приводы с механическим редуктором;

    • ручные приводы с механическим редуктором;

    • ручки (рычаги), маховики.

    [СТО Газпром 2-4.1-212-2008, подпункт 7.7.1.1]

        1. Система управления приводом должна обеспечивать дистанционное и местное управление, в том числе:

  • закрытие и открытие арматуры с пульта дистанционного и местного управления;

  • автоматическое размыкание (замыкание) электрической цепи путевыми выключателями при достижении запорным устройством крайних положений;

  • исключение самопроизвольного перемещения запорного устройства под влиянием рабочей среды;

  • сигнализацию конечных положений запорного устройства (закрыто/открыто).

        1. Электрические части приводов всех типов должны выполняться во взрывозащищенном исполнении класса 1ЕхdIIВТ3 по ГОСТ Р 51330.0 со степенью защиты оболочки не ниже IP 66 (IP 55 для соленоидов, помещенных в герметичном кожухе) по ГОСТ 14254, с двойным уплотнением и изолированным блоком клемм. Электрооборудование должно быть работоспособно при относительной влажности окружающего воздуха 100 %, температуре 25 С. Узлы управления, электрически развязанные с корпусом привода, подлежат заземлению в соответствии с требованиями правил устройства электроустановок.

        2. Привод, при указании в заказе, должен работать в системах автоматического управления телемеханики, в том числе с использованием микропроцессорной техники.

        3. Приводы с системами управления, реализованными на базе ПЛК, должны обеспечивать возможность интеграции в автоматизированную систему управления трубопроводом по открытому протоколу.

        4. Приводы и редукторы должны иметь присоединительные размеры к кранам по ISO 5211:2001 [13], к клапанам – по ISO 5210:1991 [14].

        5. Внутрикорпусные детали привода, подлежащие смазке, обрабатываются смазочными материалами и должны иметь устройство доступа к ним для контроля и смазки в период эксплуатации без демонтажа привода.

        6. На приводе должны быть устройства (проушины, рым болты и т.д.) для строповки при монтаже. Если привод поставляется присоединенным к арматуре, то устройства для строповки должны рассчитываться на полный вес арматуры с приводом. Схема строповки и монтажа должна входить в комплект поставки. Схема строповки привода или арматуры в сборе с приводом должна исключать возможность повреждения стропами узлов, деталей и трубной обвязки арматуры и привода. При поставках привод устанавливают на арматуре, если это позволяет ее транспортировка. Если устройства для строповки на приводе не рассчитаны на полный вес арматуры с приводом, то соответствующие манипуляционные знаки должны быть нанесены возле устройств для строповки, расположенных на корпусе крана. При раз-

    дельной поставке в обязательном порядке предоставляется подробная инструкция по монтажу привода и системы управления.


        1. Приводы должны обеспечивать поворот затвора крана на 90°. Приводы должны иметь регулируемые механические упоры (ограничители) крайних положений затвора. Ограничители должны выполнять регулировку в пределах ±2,5°, иметь заводскую маркировку и быть опломбированы. Закрытие арматуры должно производиться по часовой стрелке, а открытие – против часовой стрелки.

        2. Приводы должны иметь следующие способы управления:

    • дистанционный;

    • местный;

    • ручной дублер.

    [СТО Газпром 2-4.1-212-2008, подпункты 7.7.2.1, 7.7.2.2]

    13.1.12 Приводы должны иметь местный указатель положения затвора. На арматуре подземного исполнения указатель должен быть заметен с высоты 100 м, на арматуре наземного исполнения указатель должен быть виден с площадки обслуживания. Указатель устанавливают на детали привода, непосредственно связанной со шпинделем (удлинителем), и он должен четко указывать положение «Открыто» и «Закрыто» затвора. Указатель положения затвора располагают вдоль оси трубопровода, когда кран открыт, и поперек – когда кран закрыт. Конструкция указателя должна быть такой, чтобы детали указателя или рукоятки при монтаже не могли показывать ложное положение затвора.


    13.1.13 Приводы должны обеспечивать крутящий момент, позволяющий производить полное открытие:

    • для DN 50–400 – при одностороннем дифференциальном давлении газа на шаровом затворе, равном PN;

    • DN 500–1400 – при одностороннем дифференциальном давлении на шаровом затворе, равном 2,0 МПа;

    • DN 50–1400 – при наличии дифференциальных давлений газа, равных PN на обоих седлах одновременно.

    [СТО Газпром 2-4.1-212-2008, подпункт 7.7.2.5]

    13.1.14 Время перестановки затвора приводом указано в таблице 4.

    Указанное в таблице 4 время перестановки обеспечивается для температуры воздуха 0 С, при других температурах воздуха время перестановки должно изменяться не более чем на 20 %.

    Таблица 4 – Время перестановки затвора в зависимости от DN



    DN, мм


    50–100


    150


    200


    300


    400


    500


    600


    700


    1000


    1200


    1400

    Время перестановки дистанционным управлением, с, не более


    6


    9


    12


    18


    24


    30


    36


    42


    60


    72


    84

    Время перестановки при помощи ручного редуктора или ручного дублера, мин, не более


    1


    1


    3


    3


    3


    10


    10


    10


    15


    18


    20



        1. Максимальный крутящий момент привода не должен превышать более чем в два раза максимальный расчетный крутящий момент управления краном для рабочего давления эксплуатации.

        2. Усилие на рукоятке или маховике привода при перестановке ручным дублером должно быть не более 150 Н, в начале движения допускается увеличение нагрузки до 450 Н.

    [СТО Газпром 2-4.1-212-2008, подпункты 7.7.2.7, 7.7.2.8]

    13.2 Требования к редукторам и пневматическим приводам

    13.2.1 На арматуру начиная с DN 150 PN 16 устанавливают ручные редукторы, на арматуру меньших диаметров устанавливают рукоятки, при этом усилие на рукоятке не должно превышать 150 Н в момент движения и 450 Н – в момент срыва и начала движения.


    13.2.2 Редуктор должен иметь следующие типы конструкции:

    • червячный редуктор;

    • спироидный редуктор;

    • кулисно-винтовой редуктор;

    • рычажно-винтовой редуктор.

    [СТО Газпром 2-4.1-212-2008, подпункт 7.7.2.10]

        1. Редуктор должен находиться в герметичном корпусе и его внутренние детали смазаны консистентной смазкой или залиты маслом.

        2. Редуктор должен иметь механическую передачу с самоблокировкой и регулируемые упоры крайних положений, если затвор не имеет собственных упоров крайних положений.


    13.2.5 Пневматические приводы должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.101 и иметь следующие типы конструкции:

    • поршневой двойного действия;

    • поршневой с пружиной возврата;

    • струйный;

    • поворотный (лопастной).

    [СТО Газпром 2-4.1-212-2008, подпункт 7.7.2.14]


        1. Пневматические приводы должны функционировать от энергии давления транспортируемого газа либо от энергии давления газа или воздуха из автономной системы, а также от ручного дублера.

        2. Привод должен обеспечивать открытие и закрытие затвора минимальным давлением управляющего газа для PN 16 – 3,5 МПа.

        3. Трубопроводы пневмосистемы и гидросистемы управления приводом изготавливают из нержавеющей стали, их монтаж на приводе в заводских условиях должен проводить изготовитель. Соединение трубопроводов должно выполняться при помощи ниппельного соединения или соединения с врезающимся кольцом.

          Допускается применение в гидросистеме труб из углеродистой стали.

        4. Приводы должны быть оснащены ручным дублером для перекрытия кранов при отсутствии управляющего газа или если давление управляющего газа недостаточно. В качестве ручного дублера следует применять рычаг или редуктор.


          Усилие на рукоятке для перестановки затвора крана ручным дублером не должно превышать 150 Н в момент движения и 450 Н – в момент срыва и начала движения, при этом длина рукоятки не должна быть более 800 мм. На струйных приводах отключение ручного дублера должно происходить автоматически при включении турбины.

          [СТО Газпром 2-4.1-212-2008, подпункт 7.7.2.19]

        5. Пневмосистема должна включать:

  • два соленоидных электропневмоклапана управления;

  • фильтр-осушитель управляющего газа, установленный до электропневмоклапанов управления;

  • датчик давления с цифровым индикатором со стандартным токовым выходом от 4 до 20 мА, который обеспечивает дистанционный контроль возможности перестановки запорного органа пневмоприводом;

  • устройство для регулирования скорости перестановки затвора.

        1. Газовые полости приводов должны находиться под давлением газа только во время перестановки шарового затвора, по окончании поворота затвора узел управления должен обеспечивать автоматический сброс давления из газовой полости. Сброс давления

          «отработавшего» газа осуществляют через специальное устройство, обеспечивающее безопасное управление приводом.

        2. Конструкцию фильтра-осушителя рассчитывают на рабочее давление транспортируемого газа, учитывая климатические условия эксплуатации. При этом фильтр-осушитель должен обеспечивать:

  • очистку газа от механических примесей;

  • осушку от влаги, содержащейся в газе, без регенерации адсорбента не менее 200 циклов во всем диапазоне температур;

  • дренирование влаги, удаление механических примесей и замену патрона с адсорбентом.

        1. По требованию заказчика пневмоприводы могут комплектоваться ресиверами газа с объемом, достаточным для не менее трех перестановок крана. Входным устройством ресивера является обратный клапан.

      1. Требования к пневмогидравлическим приводам

        1. Поршневой ПГП должен иметь конструкцию безбаллонного типа (с демпферной жидкостью) и работать от давления управляющего газа, находящегося в газопроводе или подготовленного на специальном оборудовании. В качестве приводного устройства ПГП используют кулисный механизм. ПГП должен иметь на цилиндрах устройства для спуска воздуха (в верхней точке) и дренирования отстоя демпферной жидкости (в нижней точке), а также устройство для дренирования влаги и конденсата из газовой полости цилиндра. Дренирование отстоя демпферной жидкости должно обеспечиваться также с нижних точек трубной обвязки и насоса. В нижней части корпуса ПГП должно находиться устройство для дренирования влаги и конденсата. Разъемные соединения корпуса должны быть защищены от атмосферных осадков.

        2. Привод должен обеспечивать открытие и закрытие ТПА минимальным давлением управляющего газа для PN 16 – 3,5 МПа.

        3. Внутренние поверхности цилиндров и штоки должны иметь антикоррозионное износостойкое покрытие. Сопряженная поверхность поршня с цилиндром и сопряженная поверхность втулки сальника со штоком должны быть выполнены из антифрикционного материала. Конструкция уплотнительных элементов на поршне и в сальнике должна соответствовать максимальному давлению управляющего газа.

        4. Трубопроводы пневмосистемы и гидросистемы управления приводом изготавливают из нержавеющей стали, монтаж на приводе в заводских условиях проводится изготовителем. Соединение трубопроводов должно выполняться при помощи ниппельного соединения или соединения с врезающимся кольцом.

          Допускается применение в гидросистеме труб из углеродистой стали.

        5. В гидросистеме ПГП должна применяться демпферная жидкость, которая включена в реестр материалов (технические жидкости для приводов ТПА, уплотнительные и очистительные материалы для ТПА), ТУ которых соответствуют техническим требованиям ОАО «Газпром» при выполнении работ по диагностике и ремонту объектов транспорта газа.

        6. Конструкция ПГП должна иметь расширительный бак с указателем уровня жидкости. Конструкцию бака рассчитывают на рабочее давление управляющего газа. Объем бака должен быть достаточным для условий температурного расширения демпферной жидкости с учетом годового максимального перепада температур плюс солнечная радиация. В верхней части бак должен иметь соединение с атмосферой через дыхательный клапан.

        7. Гидросистема должна иметь устройство для регулирования скорости перестановки. В гидросистеме привода устанавливают трехходовой распределительный клапан переключения на местное и дистанционное управление. При установке на местное управление привод переставляется от ручного дублера. Указатель клапана при местном управлении должен указывать направление перестановки на открытие или закрытие крана.

        8. Приводы оснащают ручным дублером для перекрытия кранов при отсутствии управляющего газа или если его давление недостаточно для перекрытия. В качестве ручного дублера следует применять гидронасос.


          Усилие на рукоятке насоса для перестановки затвора крана ручным дублером не должно превышать 150 Н в момент движения и 450 Н – в момент срыва и начала движения, при этом длина рукоятки не должна быть более 800 мм.

          [СТО Газпром 2-4.1-212-2008, подпункт 7.7.2.38]

        9. Пневмосистема ПГП должна включать:

  • два входных шаровых крана с резьбовым муфтовым присоединением;

  • двухходовой клапан переключения на максимальное давление управляющего газа;

  • фильтр-осушитель газа;

  • датчик давления с цифровым индикатором со стандартным токовым выходом от 4 до 20 мА, который обеспечивает дистанционный контроль возможности перестановки запорного органа пневмоприводом;

  • соленоидные электропневмоклапаны управления.

        1. Газовые полости приводов должны находиться под давлением газа только во время перестановки шарового затвора, по окончании поворота затвора узел управления должен обеспечивать автоматический сброс давления из газовой полости. Сброс давления

          «отработавшего» газа должен осуществляться через специальное устройство, обеспечивающее безопасность оператора при управлении приводом.

        2. Конструкцию фильтра-осушителя рассчитывают на Рраб транспортируемого газа, учитывая климатические условия эксплуатации. При этом фильтр-осушитель должен

          обеспечивать:

  • очистку газа от механических примесей;

  • осушку от влаги, содержащейся в газе, без регенерации адсорбента не менее 200 циклов во всем диапазоне температур;

  • дренирование влаги, удаление механических примесей и замену патрона с адсорбентом.

        1. По требованию заказчика ПГП могут комплектоваться ресиверами газа с объемом, достаточным для не менее трех перестановок крана. Входным устройством ресивера является обратный клапан.

      1. Требования к электрогидравлическим приводам

        1. ЭГП должен состоять из следующих узлов:

  • кулисного гидропривода;

  • электронасоса;

  • электрогидравлической системы управления;

  • пневмогидравлического аккумулятора;

  • ручного насоса;

  • бака для гидрожидкости.

      1. Все элементы привода должны быть смонтированы на одной раме и представлять собой законченное изделие.

      2. Приводы должны функционировать от энергии давления гидравлической жид-

        кости:


        • накопленной в аккумуляторе;

        • создаваемой электронасосом;

        • создаваемой насосом ручного дублера.

      3. Электрогидравлическая система управления приводом должна функциониро-

        вать от силового напряжения электропитания:

          • трехфазного переменного тока напряжением 400 В, частотой тока 50 Гц;

          • однофазного переменного тока напряжением 230 В, частотой тока 50 Гц;

          • постоянного тока 24, 220 В.

      4. Конструкция кулисного гидропривода должна соответствовать требованиям 13.3.3–13.3.7.

      5. В качестве рабочей среды в аккумуляторе используют инертный газ. В процессе эксплуатации должна быть предусмотрена возможность контроля давления и дозаправки аккумулятора газом. Запас энергии, накопленной в аккумуляторе, должен обеспечивать совершение не менее трех перестановок затвора «открыто – закрыто – открыто» без его перезарядки. Полная зарядка гидрожидкостью аккумулятора до максимального давления должна соответствовать нормам, установленным в СТО Газпром 2-4.1-212 (подпункт 7.7.2.69)

      6. В гидросистеме устанавливают датчик давления с цифровым индикатором со стандартным токовым выходом от 4 до 20 мА, который должен обеспечивать дистанционный контроль возможности перестановки запорного органа пневмоприводом.

      7. Электрогидравлический привод оснащают ручным дублером для перекрытия кранов при отсутствии давления жидкости в аккумуляторной емкости и электропитания. В качестве ручного дублера следует применять гидронасос.

        Усилие на рукоятке для перестановки затвора крана ручным дублером не должно превышать 150 Н в момент движения и 450 Н – в момент срыва и начала движения, при этом длина рукоятки не должна быть более 800 мм.

        [СТО Газпром 2-4.1-212-2008, подпункт 7.7.2.71]

      8. Приводы должны иметь кнопки (рычаги) для местного управления приводом при отсутствии электропитания. Кнопки местного управления защищают от случайного воздействия на них. Местное и дистанционное управление ЭГП должно осуществляться системой управления посредством двух пар соленоидных ЭГК.

На кранах подземной установки электрическая часть привода, подлежащая заземлению, должна быть изолирована от корпуса крана.

    1. Требования к системам управления

      1. Системы управления приводами должны обеспечивать перестановку затвора при дистанционном и местном управлении, а также сигнализировать на пульт управления о положении затвора крана.

      2. При дистанционном управлении ЭПСУП электрический сигнал поступает на один из ЭПК, соленоид которого должен открыть клапан, в результате чего управляющий газ поступает в цилиндр привода для перестановки затвора.

        При местном ручном управлении должен нажиматься рычаг управления ЭПК, в результате чего газ поступает в цилиндр привода.

      3. При дистанционном управлении электрогидравлической системой управления электрический сигнал поступает на ЭГК на открытие или закрытие. Соленоид первого клапана должен обеспечивать подачу жидкости из аккумулятора под давлением в цилиндр привода для перестановки затвора в положение «Закрыто» или «Открыто», соленоид второго клапана должен обеспечивать отток жидкости из цилиндра в маслоприемник.

        При местном управлении должны обеспечиваться следующие операции:

          • вручную должен нажиматься рычаг управления ЭГК на открытие или закрытие и жидкость из аккумулятора должна поступить в цилиндр привода;

          • при отсутствии давления жидкости в аккумуляторе должен включиться электронасос, рукой нажимают рычаг управления ЭГК на открытие или закрытие, в результате чего жидкость из бака под давлением должна поступить в цилиндр привода;

          • при отсутствии давления жидкости в аккумуляторе и отсутствии электропитания перекрытие должно осуществляться ручным насосом, при этом жидкость перекачивают из бака в цилиндр «открытия» или «закрытия» для перестановки затвора.

      4. ЭПСУП может состоять как из единого блока управления, в котором объединены система управления (блок управления подачей управляющего газа в цилиндры привода) и электрический блок сигнализации о положении затвора крана (блок конечных выключателей), так и с раздельной их установкой. ЭПСУП и сигнализация должны быть гальванически развязаны (изолированы) от корпуса привода.

      5. Блок концевых выключателей должен устанавливаться непосредственно на шпинделе затвора и сигнализировать на пульт управления о достижении затвором крайних положений. Блок должен иметь возможность регулировки срабатывания конечных выключателей в крайних положениях затвора.

      6. Блок с ЭПСУП может устанавливаться как на приводе, так и на отдельной удаленной от крана панели, при этом трубки подачи газа в цилиндры должны обеспечивать расход газа, достаточный для времени перестановки затвора крана. Блок должен быть оснащен датчиком давления с цифровым индикатором со стандартным токовым выходом от 4 до 20 мА, который обеспечивает дистанционный контроль возможности перестановки запорного органа пневмоприводом.

      7. Конструкция ЭПСУП должна обеспечивать подключение по следующим схемам:

          • ЭПК включены последовательно с концевыми выключателями, при этом отключение напряжения от соленоида клапана при перестановке происходит при срабатывании концевого выключателя и сигнализации на пульт управления о достижении затвором конечного положения;

          • ЭПК и концевые выключатели гальванически развязаны и работают независимо.

      8. ЭПК при нормальных условиях (температура 0 С, относительная влажность до 80 %) должен иметь следующие параметры:

          • номинальное напряжение (по требованию заказчика) 24, 110, 220 В постоянного тока либо 220 В переменного тока с частотой 50 Гц, предельными отклонениями напряжения от минус 15 % до 10 %;

          • режим работы электромагнита – ПВ длительный непрерывный (100 %);

          • срабатывание клапана должно происходить при напряжении управляющего сигнала, составляющем не менее 75 % номинального;

          • ток отпускания электромагнитов должен быть не менее 8 мА.

            При температуре и влажности окружающей среды, отличающихся от нормальных, указанные параметры не должны изменяться более чем на 10 % от номинальных значений.

      9. В закрытом положении ЭПК должен обеспечивать полную герметичность (утечка не допускается). Конструкция блока управления должна обеспечивать замену ЭПК без демонтажа других элементов конструкции и вскрытия соединительной коробки узла. Рычаги местного управления ЭПК защищают от случайного воздействия на них.

      10. ЭГК при нормальных условиях работы (температура 0 °С, относительная влажность до 80 %) должен иметь следующие параметры:

          • номинальное напряжение (по требованию заказчика) 24, 220 В постоянного тока, 220 В переменного тока с частотой 50 Гц либо трехфазного переменного тока напряжением 400 В, частотой 50 Гц с предельными отклонениями напряжения от минус 15 % до 10 %;

          • режим работы электромагнита – ПВ ±25 %;

          • срабатывание клапана должно происходить при напряжении управляющего сигнала, составляющем не менее 75 % номинального;

          • ток отпускания электромагнитов должен быть не менее 8 мА.

            При температуре и влажности окружающей среды, отличающихся от нормальных, указанные параметры не должны изменяться более чем на 10 % от номинальных значений.

      11. Концевые выключатели электропневматических и электрогидравлических узлов управления должны иметь разрывную мощность контактов не менее 60 Вт при индуктивности в цепи 3 Гн и коммутационном напряжении 250 В постоянного тока.

      12. Клеммная коробка должна иметь кабельные вводы с уплотнениями, рассчитанными на подключение внешних цепей бронированным кабелем с наружным диаметром от 14 до 20 мм по броневой защите и от 8 до 14 мм – при снятой броне.

      13. Электрическая изоляция между электрически не связанными цепями, а также между электрическими цепями и металлическими токоведущими частями электрооборудова-

        ния должна выдерживать в течение одной минуты испытательное напряжение 2000 В переменного тока с частотой 50 Гц при нормальных условиях.

      14. Электрическое сопротивление изоляции при нормальных условиях должно составлять не менее 20 мОм между изолированными цепями и металлическими нетоковедущими частями электрооборудования.

      15. По специальному заказу электропневматическая система управления, постоянно находящаяся под напряжением, в случае отключения электропитания должна срабатывать на открытие или закрытие крана без дополнительных команд (местных или дистанционных). Запорная арматура «нормально открытая» должна устанавливаться в положение «Открыто» независимо от первоначального положения, «нормально закрытая» – в положение «Закрыто». Дистанционное управление должно осуществляться электропневматическим блоком управления посредством не менее двух ЭПК. Соленоид одного ЭПК должен постоянно находиться под напряжением и в случае снятия напряжения обеспечивать подачу управляющего давления газа в газовую полость цилиндра привода для перестановки затвора в соответствующее открытое или закрытое положение. Соленоид другого ЭПК должен открывать его только при подаче напряжения на соленоид. При достижении затвором крана крайнего положения подача управляющего газа в полость цилиндра привода должна быть прекращена и должен быть произведен сброс давления отработавшего газа. Установка привода при дистанционном управлении в «нормальное положение» должна осуществляться снятием напряжения с системы управления, а установка в другое положение – путем подачи напряжения на соленоиды обоих клапанов.

На кранах подземной установки электрическая часть привода, подлежащая заземлению, должна быть изолирована от корпуса крана.

    1. Требования к электроприводам

      1. Электроприводы должны состоять из единого четвертьоборотного электропривода или многооборотного электропривода и четвертьоборотного редуктора.

      2. Редуктор должен иметь следующие конструкции:

          • червячный редуктор;

          • спироидный редуктор;

          • кулисно-винтовой редуктор.

      3. Редуктор должен быть помещен в герметичный корпус и его внутренние детали смазаны консистентной смазкой или залиты маслом. Редуктор должен иметь механическую передачу с самоблокировкой.

      4. Электроприводы должны иметь регулируемые механические упоры крайних положений затвора крана и электрические конечные выключатели крайних положений затворов крана. Электроприводы должны автоматически отключать электродвигатель при достижении затвором крана крайних положений и сигнализировать на щит управления электроприводом.

      5. Конечные выключатели электропривода должны иметь две раздельные пары контактов для обеспечения в крайних положениях запорного органа следующих операций:

          • прекращения подачи электрического сигнала на электродвигатель или размыкания электрической цепи питания пускателя электродвигателя – первая пара контактов;

          • подачи дистанционного электрического сигнала об окончании перестановки запорного органа из одного крайнего положения в другое – вторая пара контактов.

      6. Конечные выключатели электропривода должны обеспечивать надежную коммутацию цепей управления электродвигателем или когда в цепи питания предусмотрен выключатель непосредственно цепей питания электродвигателя.

      7. Электроприводы должны иметь механические и/или электрические ограничители крутящего момента. Установка предельных значений крутящего момента должна иметь возможность настройки. Электроприводы должны отключать электродвигатель при превышении на выходном валу предельных значений крутящего момента в любой момент движения и в крайних положениях и сигнализировать об отключении на щит управления электроприводом. Электроприводы должны обеспечивать защиту от движения в том же направлении, которое вызвало отключение электродвигателя при достижении предельного значения крутящего момента.

      8. Электрическая схема управления электроприводом должна предусматривать блокировку, исключающую самопроизвольный повторный запуск двигателя.

        Электроприводы должны иметь указатели положения затвора крана:

          • на редукторе (указатель механически связан со шпинделем крана);

          • на указателе положения многооборотного электропривода.

      9. Максимальная температура поверхности оболочек электротехнических устройств электропривода не должна превышать 200 С (температурный класс Т3 по ГОСТ Р 51330.0). Режим работы электроприводов повторно-кратковременный должен быть не ниже S4 с ПВ не менее 25 % по ГОСТ 183.

      10. Электроприводы должны работать от трехфазного переменного тока напряжением 380 В и частотой 50 Гц. По требованию заказчика возможна поставка электроприводов с другими параметрами напряжением от 200 до 660 В и частотой 50 Гц. Кабельный ввод электроприводов должен осуществляться через сальниковое или штепсельное устройство.

      11. Электроприводы должны осуществлять энергонезависимое отслеживание перемещений путевого и моментного датчиков при отсутствии силового питания (например, при работе с ручным дублером).

      12. Электроприводы должны иметь элементы для заземления по ГОСТ 12.2.007.0, выполненные в соответствии с ГОСТ 21130. Заземляющие зажимы снабжают устройством против самоотвинчивания. Сопротивление между элементами заземления и доступными металлическими нетоковедущими частями электроприводов, которые могут оказаться под напряжением, не должно превышать 0,1 Ом.

      13. Электрическая изоляция между электрически не связанными цепями, а также между электрическими цепями и металлическими токоведущими частями электрооборудования должна выдерживать в течение одной минуты испытательное напряжение 2000 В переменного тока с частотой 50 Гц при нормальных условиях.

      14. Электроприводы должны сохранять работоспособность в любом пространственном положении.

      15. Величина уровня шума при работе электропривода вхолостую не должна превышать 65 дБ на расстоянии 1 м.

      16. Электроприводы должны иметь следующие дополнительные функции:

    • автоматическую коррекцию фаз;

    • систему установки затвора крана электропривода в аварийной ситуации в заданное положение;

    • интерфейс с промышленными сетями.


      13.6.17 Ручной дублер должен быть механически независимым и воздействовать непосредственно на редуктор. Муфта сцепления должна располагаться на ведущем вале редуктора. Рычаг управления сцеплением должен блокироваться в положении «Ручное» и «Автоматическое». В качестве управления ручным дублером рекомендуется применять штурвал. Ручной дублер должен автоматически отключаться при запуске электродвигателя.

      [СТО Газпром 2-4.1-212-2008, подпункт 7.7.2.96]


      На кранах подземной установки электрическая часть привода, подлежащая заземлению, должна быть изолирована от корпуса крана.

      1. Требования к исполнительным механизмам регулирующей арматуры


        1. Общие требования

          1. ИМ должен обеспечивать крутящий момент (усилие), позволяющий производить открытие регулирующих клапанов DN 50–400 при перепаде давления газа на закрытом затворе, равном PN, и клапанов DN 500–1400 при перепаде давления газа на закрытом затворе, равном 0,5 PN.

          2. Для управления регулирующими клапанами УРГ должны применяться электрические ИМ или электрогидравлические ИМ.

          3. ИМ должен иметь возможность соединения с регулирующим клапаном через удлинитель (при подземной установке). Конструкция ИМ должна предусматривать их работоспособность на открытом воздухе.

          4. При исчезновении энергии ИМ регулирующих клапанов УРГ должен выполнять одну из следующих функций:

    • полностью закрывать регулирующий клапан;

    • не изменять положения регулирующего клапана, имевшегося до исчезновения энергии.

          1. Для управления регулирующими клапанами ЛРГ КС должны применяться электрические и электропневматические ИМ, для управления антипомпажными регулирующими клапанами – пневматические, электропневматические и электрогидравлические ИМ.

          2. При исчезновении энергии регулирующие клапаны ЛРГ могут перемещаться в полностью открытое или закрытое состояние, а также оставаться в неизменном положении (указывается в опросных листах).


      14.1.7 Все типы ИМ оснащают ручным дублером. На ИМ должна быть предусмотрена возможность отключения автоматического управления при переходе на местное или ручное управление.

      [СТО Газпром 2-4.1-212-2008, подпункт 7.8.1.9]


      Время на полное открытие или закрытие клапана ручным дублером должно соответствовать нормам, установленным в СТО Газпром 2-4.1-212 (подпункт 7.8.1.9).

          1. Пневматические ИМ должны функционировать от энергии давления транспортируемого газа (газа из трубопровода) либо от энергии давления газа или воздуха из автономной системы. Приводы оснащают фильтрами-осушителями управляющего газа, обеспечивающими без регенерации сорбента не менее 400 циклов срабатывания во всем диапазоне температур. Конструкция фильтра должна обеспечивать возможность дренирования влаги и замены патрона с адсорбентом на действующем клапане. Патрон фильтра-осушителя оснаща-

            ют визуальным индикатором состояния (насыщения) адсорбента. Применяемый адсорбент должен иметь возможность регенерации в условиях КС.

          2. Электрические части ИМ должны выполняться во взрывозащищенном исполнении класса 1ЕхdIIBT3 по ГОСТ Р 51330.0 с защитной оболочкой не ниже IP 66 по ГОСТ 14254 с двойным уплотнением, изолированным блоком клемм (IP 55 для соленоидов, помещенных в герметичном кожухе). Электрооборудование должно выдерживать воздействие относительной влажности окружающего воздуха до 100 % при температуре 25 С.

          3. Электрические ИМ должны функционировать от трехфазной сети напряжением 380 В с частотой тока 50 Гц и оснащаться:

    • трехфазным электродвигателем, короткозамкнутым с предохранительным термостатом (перегрузки), встроенным в обмотку;

    • пусковым блоком;

    • редуктором;

    • ручным дублером;

    • ограничителем крутящего момента;

    • концевыми (путевыми) выключателями;

    • указателем положения затвора;

    • пультом местного управления.

      Контактор, пусковое устройство и переключатель электрически и механически должны быть взаимоблокированы.

          1. Ручной дублер должен быть механически независимым и воздействовать непосредственно на редуктор. Муфта сцепления должна располагаться на ведущем вале редуктора. Рычаг управления сцеплением должен блокироваться в положении «Ручное» и «Автоматическое». В качестве управления ручным дублером рекомендуется применять штурвал. Блок выключателей должен обеспечивать установку вращения вала двигателя в любую сторону.

          2. Электрогидравлические ИМ должны функционировать от энергии давления масла, создаваемой электрическим насосом в гидроаккумуляторе. По требованию заказчика величина управляющего напряжения для насоса может быть:

    • 220 В от минус 15 % до 10 % переменного тока с частотой тока 50 Гц;

    • 24, 110, 220 В постоянного тока.

          1. В гидросистеме электрогидравлических ИМ должна применяться жидкость, не агрессивная к материалам мягких уплотнений. Вязкость жидкости при температуре минус 60 С не должна превышать 600 сСт. Данные характеристики должны сохраняться не менее 10 лет.

          2. Коробка концевых выключателей электрогидравлических ИМ должна иметь электрическое устройство, непрерывно показывающее положение клапана на щите управления. Кабельные вводы должны иметь уплотнения, рассчитанные на подключение внешних цепей бронированным кабелем с наружным диаметром от 14 до 20 мм по броневой защите и от 8 до 14 мм – при снятой броне.

        1. Требования к узлам контроля (управления) и позиционирования

          1. ИМ регулирующего клапана УРГ оснащают электронным узлом контроля и позиционирования, выполненным на микропроцессоре. Подача входных сигналов может быть организована как по цифровому входу RS485(Modbus RTU), так и аналоговыми сигналами от 4 до 20 мА.

          2. Узел контроля и позиционирования должен обеспечивать:

    • перемещение и остановку затвора клапана в требуемом промежуточном положении в зависимости от величины установки заданного давления (расхода) газа после клапана;

    • плавность регулирования давления (расхода) газа после клапана;

    • визуальный контроль положения регулирующего клапана;

    • защиту от превышения предельной величины давления на выходе;

    • возможность дистанционного изменения величины установки заданного давления (расхода) газа после регулирующего клапана;

    • требуемое положение затвора клапана при исчезновении энергии;

    • возможность передачи на верхний уровень диагностического состояния оборудования;

    • дистанционный контроль положения клапана.

          1. Узел контроля и позиционирования должен включать:

    • преобразователь давления (расхода);

    • блок оценки преобразованного сигнала;

    • блок управления ИМ (по требованию заказчика, напряжение 220 В переменного тока с частотой 50 Гц, 24, 110, 220 В постоянного тока);

    • блок оценки положения регулирующего клапана;

    • блок формирования информационного стыка с верхним уровнем;

    • блок защиты ИМ;

    • блок защиты от превышения предельной величины давления после клапана;

    • дисплеи индикации положения клапана и выходного давления.

          1. ИМ регулирующего клапана ЛРГ должен быть оснащен узлом управления и позиционирования (входной сигнал от 4 до 20 мА, RS485 Modbus RTU).

          2. Узел управления и позиционирования должен обеспечивать:

    • перемещение и остановку запирающего элемента клапана в требуемом промежуточном положении в зависимости от величины входного управляющего сигнала;

    • плавность регулирования расхода газа после клапана;

    • визуальный контроль положения регулирующего элемента (100 % – клапан полностью открыт);

    • открытое положение клапана при исчезновении энергии;

    • возможность передачи на верхний уровень диагностического состояния оборудования по RS485 Modbus RTU.

          1. Узел управления и позиционирования должен включать:

    • блок оценки входного управляющего сигнала;

    • блок управления ИМ (по требованию заказчика, напряжение 220 В с частотой 50 Гц, 24, 110, 220 В постоянного тока);

    • блок формирования информационного стыка с верхним уровнем;

    • блок оценки положения регулирующего клапана;

    • блок защиты ИМ.

          1. Блок управления ЭИМ должен обеспечивать:

    • реверсивное управление электродвигателем от кнопочных выключателей;

    • защиту электродвигателя и цепей управления от токов короткого замыкания и аварийных перегрузок;

    • отключение электродвигателя в крайних положениях затвора регулирующего клапана;

    • невозможность случайного запуска электродвигателя при аварийном срабатывании муфты до ликвидации причины, вызвавшей аварию;

    • невозможность запуска двигателя в ту же сторону, куда он вращался ранее, если затвор клапана уже достиг крайнего положения.

          1. Блок управления электрогидравлическим ИМ должен обеспечивать:

    • включение и отключение электронасоса для поддержания требуемого давления в гидросистеме;

    • управление соленоидными распределителями давления гидрожидкости.

          1. Работоспособность ИМ с узлом контроля (управления) и позиционирования регулирующего клапана не должна зависеть от качества транспортируемого газа и условий окружающей среды.

          2. Блоки электропитания должны выдерживать колебания напряжения переменного тока 220 В в пределах от минус 15 % до 10 %. Предпочтительно применение блоков питания, выдерживающих колебания напряжения до ±25 %.

          3. Электрическая изоляция между электрически не связанными цепями, а также между электрическими цепями и металлическими токоведущими частями привода должна выдерживать в течение одной минуты испытательное напряжение 2000 В переменного тока с частотой 50 Гц. Электрическое сопротивление изоляции при нормальных условиях должно составлять не менее 20 мОм между изолированными цепями и металлическими нетоковедущими частями.

          4. Привод с узлом контроля (управления) и позиционирования должен быть устойчив к воздействию вибрации в диапазоне от 5 до 80 Гц:

    • с амплитудой смещения 0,1 мм – для частоты до 60 Гц;

    • с амплитудой ускорения 9,8 м/с2 – для частоты выше 60 Гц.


      1. Требования к изготовлению и приемке ТПА


        Изготовление и приемка ТПА осуществляется в соответствии с требованиями по СТО Газпром 2-4.1-212.


      2. Требования к испытаниям ТПА


        1. Испытания ТПА проводятся в соответствии с требованиями по СТО Газпром 2-4.1-212.

        2. Арматура, предназначенная для эксплуатации в условиях Крайнего Севера, подвергается испытаниям на специализированном стенде ОАО «Газпром». Испытания должны проводиться постоянно действующей комиссией ОАО «Газпром» по испытаниям ТПА. Допускается по согласованию с заказчиком проводить приемочные испытания на отдельных типоразмерах одного класса давлений и распространять их на другие типоразмеры.


      3. Требования к методам контроля


        1. Контроль материалов корпусных деталей, защитного покрытия и уплотнений

          1. Корпусные детали арматуры (корпусы, крышки и фланцы) подлежат обязательному неразрушающему контролю (радиография, УЗД или другой равноценный метод). Контроль норм оценки качества для отливок осуществляют радиографическим методом по ГОСТ 23055, УЗК – по ПН АЭ Г-7-025-90 [15], СТ ЦКБА 025-2006 [16] или другим НД. Обязательному контролю подлежат также концы патрубков литой приварной арматуры независимо от давления согласно КД.

          2. Поковки, штамповки и заготовки из проката, предназначенные для изготовления деталей арматуры и находящиеся под давлением при работе в трубопроводе, подлежат обязательному контролю УЗК в объеме 100 %. Возможно проведение 100 % контроля УЗК в заготовках до штамповки сложных конфигураций при условии соблюдения технологии термообработки.

            Нормы оценки качества основных деталей определяются по СТ ЦКБА 010-2004 [17], нормы оценки крепежных деталей – по требованию КД согласно ГОСТ 23304.

          3. Испытанию на ударный изгиб подвергают материалы деталей, находящихся под давлением или воспринимающих силовые нагрузки при перестановке затворов, а также обеспечивающих сейсмопрочность изделия. В ТУ и КД указывают детали, материал которых необходимо подвергать контролю ударной вязкости. Испытания на ударный изгиб проводят при минимальной температуре минус 60 °С на стандартных образцах с V-образным надрезом.

          4. При изготовлении арматуры проводят измерение твердости материала уплотнительных поверхностей запорного органа и седла корпуса на соответствие КД на арматуру.

          5. Измерение твердости уплотнений кольцевых (вставок) из эластомеров проводят в соответствии с требованиями ГОСТ 263 твердомерами с диапазоном измерения 0…100 ShA (единиц по Шору А).

          6. Измерение коэффициента морозостойкости уплотнений кольцевых (вставок) из эластомеров проводят в соответствии с требованиями ГОСТ 13808 при температуре испытания минус 60 С.

          7. При проверке качества материалов для нанесения защитного покрытия должны контролироваться:

    • соответствие данных, приведенных в сертификате на защитное покрытие, требованиям, указанным в ТУ на материал защитного покрытия арматуры;

    • вязкость защитного покрытия в соответствии с НД на конкретный тип покрытия.

          1. Внешний вид защитного покрытия оценивают на каждом изделии визуально, без применения увеличительных средств или путем сравнения с эталонными образцами, утвержденными в установленном порядке.

            Длину неизолированных концевых участков измеряют на каждом изделии с применением шаблона или с помощью линейки металлической по ГОСТ 427 с точностью ±1 мм.

            Измерение угла скоса защитного покрытия к металлу изделия должно проводиться на каждом изделии с приваренными переходными кольцами с помощью шаблона-угломера.

          2. Толщина защитного покрытия должна определяться на каждом изделии методом неразрушающего контроля с использованием толщиномера, предназначенного для измерения толщины немагнитных покрытий. Точность измерения прибора должна составлять ±5 %.

            Измерение толщины защитного покрытия должно проводиться не менее чем в десяти точках: на верхней, нижней и боковых образующих изделия, начиная от края изолированных концов, а также в местах, вызывающих сомнение.

          3. Диэлектрическая сплошность защитного покрытия должна определяться искровым дефектоскопом постоянного тока. Контролю сплошности подлежит вся наружная поверхность изделия с защитным покрытием за исключением неизолированных участков, поверхностей и фасок.

            Прочность защитного покрытия испытанием на удар при температуре (20±5) С

            определяют выборочно на одном изделии от партии по ГОСТ Р 51164 или на образцах-свидетелях. Прочность защитного покрытия испытанием на удар при температурах (100±3) С и минус (60±3) С определяют на образцах-свидетелях.

          4. Адгезию покрытия к стали при температуре (20±5) С методом нормального

            отрыва определяют выборочно на одном изделии от партии по ГОСТ 14760. Адгезию защитного покрытия к стали после выдержки в воде в течение 1000 ч для каждого типа покрытия при температурах испытаний определяют по ГОСТ 14760.

          5. Площадь отслаивания покрытия при катодной поляризации для каждого типа покрытия при температурах испытаний определяют по ГОСТ Р 51164.

          6. Переходное сопротивление покрытия в исходном состоянии и после 100 сут испытаний в 3 % водном растворе хлорида натрия для каждого типа покрытия при температурах испытаний определяют по ГОСТ Р 51164.

          7. Сопротивление защитного покрытия пенетрации (вдавливанию) для каждого типа покрытия при температурах испытаний определяют по ГОСТ Р 51164.

          8. Влагопоглощение (водопоглощение) защитного покрытия через 1000 ч для каждого типа покрытия при температурах испытаний определяют по ГОСТ 4650. Испытания проводят на образцах, изготовленных из свободной пленки покрытия. Образцы должны иметь форму диска диаметром (50±1) мм или квадрата со стороной (50±1) мм.

          9. Прочность и относительное удлинение покрытия при разрыве при температуре (20±5) С определяют по ГОСТ 11262. Испытания проводят на образцах, изготовленных из свободной пленки покрытия. Для испытаний применяют образцы типа 2. Скорость раздвижения зажимов выбирают согласно ГОСТ 11262.

          10. Наличие или отсутствие пор на границе металл/покрытие (на срезе покрытия, произведенном под углом (35±5)) определяют визуально при 3–5-кратном увеличении с применением лупы.

          11. Образцы-свидетели подготавливают путем нанесения защитного покрытия на металлические пластины с соблюдением технологических режимов, используемых при изоля-

            ции ТПА. Толщина защитного покрытия на образцах должна соответствовать минимально допустимой толщине покрытия с допуском 0,5 мм.

          12. Испытания проводят на образцах свободной пленки. Свободную пленку изготавливают одновременно с образцами-свидетелями. Свободная пленка должна иметь гладкую, однородную поверхность без вздутий, трещин, раковин, рисок, кратеров и других дефектов. Толщина свободной пленки покрытия должна соответствовать минимально допустимой толщине покрытия с допуском не менее 0,5 мм.

        1. Контроль сварных соединений

          1. Сварка и контроль качества сварных соединений должны производиться в соответствии с ГОСТ 16037, СТО Газпром 2-2.3-137, Инструкцией [2] и иной НД, утвержденной ОАО «Газпром».

          2. В сварных соединениях не допускаются дефекты:

    • трещины всех видов и направлений;

    • свищи;

    • прожоги;

    • незаваренные кратеры;

    • непровары (несплавления), расположенные в сечении сварного соединения;

    • поры и шлаковые включения, выявленные радиографическим или ультразвуковым методом, выходящие за пределы норм, установленных ГОСТ 23055, или выявленные ультразвуковым методом, выходящие за пределы норм, установленных СТ ЦКБА 025-2006 [16].

          1. Методы и объем контроля сварных соединений должны устанавливаться разработчиком КД.

          2. Капиллярный контроль наплавленного металла уплотнительных и трущихся поверхностей должен проводиться по классу чувствительности ГОСТ 18442.

            Капиллярная дефектоскопия основного металла должна проводиться по требованию КД с классом чувствительности по ГОСТ 18442 и нормам оценки качества для поковок, штамповок и проката – по СТ ЦКБА 010-2004 [17]. Нормы оценки качества отливок – по ПН АЭ Г-7-025-90 [15].

            Капиллярная дефектоскопия сварных швов и кромок под сварку должна проводиться по требованию КД с классом чувствительности по ГОСТ 18442, нормы оценки качества – по СТ ЦКБА 025-2006 [16].

          3. В процессе изготовления присоединительные концы патрубков и сварные швы корпусных деталей должны подвергаться 100 % визуально-измерительному контролю, 100 % контролю ультразвуковым методом, радиографией и капиллярной дефектоскопией для обна-

            ружения недопустимых дефектов. Исправление дефектов на одном и том же участке сварного соединения допускается проводить не более двух раз.

          4. Материал сварных швов, находящихся под давлением, должен подвергаться контролю ударной вязкости. Испытания на ударный изгиб проводят при температуре минус 60 С на образцах с V-образным надрезом. Значения работы удара КV на стандартных образцах при температуре испытаний должно быть не менее 20 Дж.

        1. Контроль комплектности

          image

          1. В комплект поставки арматуры должны входить:

    • арматура с приводом в соответствии со спецификацией;

    • комплект быстроизнашиваемых деталей, инструментов и принадлежностей, деталей и узлов с ограниченным сроком службы, необходимых для эксплуатации и технического обслуживания арматуры в соответствии с ведомостью ЗИП, оговариваемый при оформлении договора на поставку;

    • комплект эксплуатационной и сопроводительной документации.

          1. По условиям, особо оговариваемым договором на поставку, фланцевая арматура может поставляться укомплектованной ответными фланцами с крепежными деталями и прокладками.

          2. В комплект эксплуатационной и сопроводительной документации должны входить:

    • паспорт;

    • схемы управления приводами арматуры;

    • документация на систему контроля, позиционирования и автомат АЗК, содержащая пневмогидравлические и электрические схемы, конструктивное исполнение и подробное их описание, а также описание устройства для их настройки в полевых условиях с графиками или номограммами;

    • руководство по монтажу, наладке, эксплуатации и технологическому обслуживанию;

    • разрешение Ростехнадзора на применение оборудования (высылается по требованию заказчика);

    • сертификат соответствия системы сертификации ГОСТ Р (высылается по требованию заказчика);

    • упаковочный лист.

      Вся документация, входящая в комплект поставки, должна быть на русском языке. [СТО Газпром 2-4.1-212-2008, подпункты 8.5.1–8.5.3]

          1. В паспорте арматуры должны быть указаны:

    • полное наименование арматуры;

    • код по общероссийскому классификатору продукции;

    • документ, по которому выпускается трубопроводная арматура;

    • технические характеристики: а) DN, РN;

      б) основные геометрические и присоединительные размеры арматуры (в том числе, наружный и внутренний диаметры патрубков и тип разделки кромок патрубков под приварку), если не указываются в руководстве по эксплуатации;

    • тип и состав рабочей среды;

    • максимальная температура рабочей среды;

    • результаты приемосдаточных испытаний арматуры с результатами испытаний на прочность и плотность материала корпусных деталей и сварных швов, герметичность относительно внешней среды, работоспособность, герметичность запорного органа, испытаний антикоррозионного покрытия;

    • назначенные ресурс и срок службы, показатели долговечности и безотказности, срок хранения;

    • марки материалов основных деталей и крепежа;

    • сведения о наплавочных материалах;

    • сведения о химическом составе и механической прочности материалов, примененных при изготовлении корпусных деталей, оси и узла затвора;

    • сведения о сварных соединениях (швах) и методах контроля;

    • сведения, подтверждающие проведение неразрушающего контроля детали сборочного узла или зоны, обозначенной в КД на изделие (номера актов по результатам контроля);

    • данные по химическому составу, механическим свойствам, режимам термообработки и результатам контроля качества изготовления неразрушающими методами для запорной и регулирующей арматуры PN 10 и более, изготовленной из легированной стали;

    • свидетельство о приемке;

    • свидетельство о консервации;

    • гарантии изготовителя;

    • вид исполнения, дата выпуска и серийный номер.

          1. В РЭ арматуры должны быть указаны:

    • основные показатели назначения;

    • пояснение информации, включенной в маркировку арматуры;

    • перечень материалов основных деталей арматуры;

    • основные геометрические и присоединительные размеры арматуры (в том числе, наружный и внутренний диаметры патрубков и тип разделки кромок патрубков под приварку), если не указываются в паспорте арматуры;

    • информация о видах опасных воздействий, если арматура может представлять опасность для жизни и здоровья людей или окружающей среды, и мерах по их предупреждению и предотвращению;

    • объем входного контроля перед монтажом арматуры;

    • объем наладочных работ (при необходимости);

    • методика проведения контрольных испытаний (проверок) арматуры и ее основных узлов, порядок технического обслуживания, ремонта и диагностирования;

    • перечень возможных отказов и критерии предельных состояний элементов арматуры, а также перечень деталей и комплектующих изделий, требующих периодической замены в течение срока службы арматуры;

    • порядок и правила транспортировки, хранения и утилизации арматуры;

    • меры безопасности при эксплуатации, невыполнение которых может привести к опасным последствиям для жизни, здоровья человека и окружающей среды.

          1. Поставка арматуры DN 700 и менее должна производится узлами максимальной заводской готовности. Арматура подземного исполнения должна поставляться совместно со смонтированной колонной шпинделя-удлинителя.

            Узлы по весу и габаритам должны позволять их транспортировку всеми видами транспорта.

          2. Каналы подвода уплотнительной смазки, а также зазоры между седлом и затвором, седлом и корпусом должны быть полностью заполнены консервационной смазкой.

          3. Гидросистема пневмогидравлических приводов арматуры должны быть заправлена демпферной жидкостью. Тип и марка заправленной демпферной жидкости должна указываться в паспорте привода и несмываемой краской на гидроцилиндре.

          4. Фильтры-осушители на приводах арматуры должны быть заправлены адсорбентом.

          5. Электрогидравлические приводы должны быть заправлены минимальным рабочим давлением инертного газа.

      [СТО Газпром 2-4.1-212-2008, подпункты 8.5.4–8.5.8]

        1. Визуально-измерительный контроль

          1. При визуальном контроле арматуры должны быть проверены:

    • комплектность (по паспорту);

    • наличие заглушек, обеспечивающих защиту кромок под сварку;

    • наличие маркировки по 18.2 и соответствие ее паспорту;

    • отсутствие на корпусе и торцах вмятин, задиров, механических повреждений, коррозии;

    • отсутствие расслоений любого размера на торцах патрубков.

          1. Контроль размеров, указанных на сборочном чертеже, должен производиться с помощью универсального или специального измерительного инструмента.

            При инструментально-измерительном контроле должны быть проверены:

    • диаметр проходного сечения;

    • строительная длина арматуры;

    • разделка кромок под приварку (внутренний диаметр и толщина стенок) на соответствии КД и/или заказным спецификациям на арматуру;

    • косина реза торцов патрубков;

    • размеры и параллельность фланцев, а также расположение отверстий;

    • толщины стенок корпусных деталей в контрольных точках согласно Методике [18]. На основе замеров толщин стенок выполняют эскиз корпуса арматуры с указанием точного положения мест замера. Эскиз прилагают к паспорту арматуры.

          1. Соответствие материалов требованиям настоящего стандарта, ТУ и КД должно подтверждаться соответствующими сертификатами (организаций-поставщиков) и протоколами испытаний изготовителя по методике, предусмотренной НД на соответствующий материал.

        1. Испытания на прочность

          1. Испытания на прочность материала корпусных деталей и сварных соединений проводят водой давлением Рпр. Направление подачи воды производят в соответствии с указаниями в КД и ТУ. Величины Рпр должны устанавливаться в соответствии с ГОСТ 356, указываться на чертежах и в ТУ.

          2. Гидравлические испытания производят путем подачи воды давлением Рпр в корпус при полуоткрытом положении затвора, для гидрои пневмоприводов – путем подачи воды давлением Рпр в рабочие полости (полость) в соответствии с указаниями КД и ТУ. Допускается проводить испытания на прочность другими средами по согласованию с заказчиком и с соблюдением требований безопасности.

          3. Измерение давления должно производиться по двум манометрам, один из которых контрольный. Давление должно повышаться плавно, с выдержками и проверками

      плотности соединений и видимых деформаций при промежуточных и рабочих давлениях. Количество остановок и величины промежуточных давлений должны устанавливаться инструкцией, разрабатываемой изготовителем. При этом обязательно должна проводиться проверка при промежуточном давлении через каждые 5 МПа.


      17.5.4 Время выдержки арматуры под давлением Рпр указывается в ТУ и должно составлять не менее 10 мин (в зависимости от DN и PN). После выдержки давление гидравличе-

      ских испытаний плавно снижают до значения РN или Рраб и производят осмотр арматуры в течение времени, необходимого для осмотра.

      [СТО Газпром 2-4.1-212-2008, подпункт 8.3.5.7]


          1. В случае появления при гидравлических испытаниях на прочность течи испытательной среды или «потения» (появления нестекающих капель) через металл, а также поломок, трещин, остаточных деформаций в виде выпучивания, увеличения диаметров и других дефектов, определяемых визуально, арматура считается не выдержавшей испытания.

          2. Материал деталей считается прочным, если не обнаружено механических разрушений или видимых остаточных деформаций.

          3. После гидравлических испытаний необходимо обеспечить вытеснение воды из внутренних полостей арматуры, пневмои гидропривода и других узлов. Воду, оставшуюся после испытаний, удаляют.

        1. Испытания на плотность

          1. Испытания на плотность материала деталей, сварных соединений и арматуры в сборе должны проводиться после испытаний на прочность.

          2. Испытательная среда – вода. По требованию заказчика арматуру дополнительно

      испытывают на плотность материала и сварных швов воздухом. Давление испытаний – Рраб. Время выдержки при установившемся Рраб должно соответствовать нормам, установленным в СТО Газпром 2-4.1-212 (подпункт 8.3.6.3)

      Направление подачи рабочей среды должно проводиться в соответствии с указаниями в КД и ТУ.


          1. При испытании водой материал деталей и сварные швы считаются плотными, если не обнаружено течи, «потения». Метод контроля – гидростатический компрессионный способ по ГОСТ 24054.

          2. При испытании воздухом контроль плотности материала деталей и сварных швов проводят пузырьковым методом, способ реализации метода – компрессионный либо обмыливанием по ГОСТ 24054.


      17.6.5 Арматура считается выдержавшей испытания, если нарушения герметичности (появление пузырьков воздуха) не обнаружено. Наличие неотрывающихся пузырьков при контроле в ванне с водой или нелопающихся пузырьков при контроле обмыливанием не считается браковочным признаком. Детали, в которых течь или «потение» через металл или сварные швы, выявленные при испытании и исправленные заваркой, должны быть повторно подвергнуты испытаниям.

      [СТО Газпром 2-4.1-212-2008, подпункты 8.3.6.5–8.3.6.8]


        1. Испытания на герметичность затвора

          1. Испытания арматуры на герметичность затвора должны проводиться подачей воды давлением 16,5 МПа или воздуха давлением 0,6 МПа при закрытом затворе.

          2. Направление подачи давления среды должно быть:

    • для клапанов – во входной патрубок с выдержкой не менее 3 мин;

    • для шаровых кранов – с пробкой в опорах:

      а) поочередно в каждый патрубок с замером герметичности из корпуса с выдержкой не менее 5 мин;

      б) в корпус и патрубок с замером герметичности в выходном патрубке с выдержкой не менее 5 мин.

          1. Испытания на герметичность затвора кранов должны проводиться в соответствии с методами, указанными в ТУ на краны конкретных типов конструктивного исполнения. При испытании смазка уплотнительных поверхностей затвора не допускается.

          2. Арматура, которая требует определенного усилия закрытия затвора для обеспечения его герметичности, должна закрываться усилием или крутящим моментом, указанным в КД.

          3. Метод контроля при испытании воздухом – отвод трубки из полости арматуры в емкость с водой. Герметичность должна соответствовать указанной в ТУ.

        1. Испытания на герметичность уплотнений

          1. Испытания на герметичность сальниковых уплотнений, мест разъемных соединений и верхнего уплотнения проводят водой и, по требованию заказчика, воздухом. Давление испытаний должно соответствовать 1,1 Рраб.

          2. При испытании сальникового уплотнения должно производиться перекрытие затвора на весь рабочий ход. Если это невозможно, то перед испытанием выполняют перестановку затвора не менее чем на один полный цикл.

          3. Испытания на герметичность уплотнения шпинделя должны проводиться после проверки работоспособности арматуры. При испытании на герметичность уплотнения шпинделя производят двукратное перекрытие затвора.

          4. Испытания приводной арматуры должны проводиться приводом, указанным в КД. При поставке арматуры под конкретный тип привода и установке его заказчиком допускается проводить испытания технологическим приводом или тарированным ключом.

          5. Испытание на герметичность уплотнений привода должно проводиться в соответствии с ТУ на привод.

        1. Испытания на работоспособность

          1. Испытания на работоспособность арматуры выполняют наработкой циклов открыто/закрыто, включающей:

    • один полный цикл без давления;

    • не менее двух циклов при рабочем перепаде давления с каждой стороны;

    • один цикл при перепаде давления, равном PN, на двух седлах одновременно (выполняется обязательно, если позволяет конструкция затвора арматуры).

      Каждое закрытие арматуры должно производиться с применением крутящего момента не более расчетного.

          1. При наличии ручного дублера в арматуре с приводом должна проводиться дополнительная наработка двух циклов «открыто-закрыто» от ручного дублера. Для арматуры DN 400 и более – один цикл.

          2. Испытание на работоспособность арматуры с гидроили пневмоприводом должно проводиться подачей управляющей среды в привод с фиксацией давления срабатывания привода. Система управления приводом должна устанавливаться и регулироваться на приводе перед испытанием.


      1. Требования к маркировке ТПА


        1. Маркировка арматуры должна производиться в соответствии с ГОСТ Р 52760 на табличке, расположенной на лицевой стороне фланца корпуса или на корпусе для арматуры надземного исполнения, а для арматуры подземного исполнения табличку с маркировкой дублируют на верхней части колонны.


          image

        2. Арматура DN 50 и более должна иметь следующую маркировку:

    • наименование и товарный знак организации-изготовителя (на корпусе и табличке);

    • логотип сертификационного органа, выдавшего сертификат соответствия (на табличке);

    • марку или условное обозначение материала корпуса (на корпусе);

    • марку или условное обозначение материала концов под приварку (на концах под приварку или табличке);

    • заводской номер и год изготовления (на корпусе и табличке);

    • обозначение арматуры (на корпусе и табличке);

    • PN (на корпусе и табличке);

    • DN (на корпусе и табличке);

    • климатическое исполнение и категорию размещения (на корпусе и табличке);

    • монтажный номер арматуры – при дополнительном указании в заказе (на табличке);

    • сейсмостойкость (на корпусе);

    • стрелки, указывающие направление потока рабочей среды для арматуры, предназначенной для одностороннего пропуска рабочей среды (на корпусе);

    • стрелки на маховиках управления арматурой, указывающие направление вращения, и буквы «О» и «З» или слова «откр», «закр»;

    • массу (на корпусе), кг;

    • клеймо ОТК (на корпусе);

    • фактическое значение углеродного эквивалента СЭ материала патрубков, нанесенное на внутренней или наружной поверхности патрубков корпуса любым способом, обеспечивающим сохранность маркировки;

    • указатели положения затвора на запорной арматуре. [СТО Газпром 2-4.1-212-2008, подпункт 8.4.2]

        1. На верхнем фланце колонны должны быть нанесены порядковый номер арматуры и год выпуска.

        2. На боковой части привода (со стороны насоса) должна быть прикреплена табличка из нержавеющей стали, на которой нанесены следующие сведения о приводе:

    • фирменный знак и название изготовителя;

    • типовое обозначение привода с указанием климатического исполнения;

    • заводской порядковый номер привода;

    • монтажный номер привода при указании в опросном листе на арматуру;

    • год выпуска.

        1. Маркировка запасных частей должна располагаться непосредственно на деталях (запасных частях) либо на прикрепленных к ним бирках с обозначением изделия, которое они комплектуют. Маркировка должна содержать данные, необходимые для идентификации конкретной запасной части.

        2. Маркировка транспортной тары должна проводиться по ГОСТ 14192.

          На торцевой и боковой поверхности транспортной тары наносят следующую марки-

          ровку:


  • адрес получателя;

  • адрес отправителя;

  • обозначение арматуры в сочетании со словом «изделие»;

  • масса изделия с тарой (брутто);

  • манипуляционные знаки «БЕРЕЧЬ ОТ ВЛАГИ», «ВЕРХ, НЕ КАНТОВАТЬ».

    На ящике (крышке, на передней и боковой стенках), в который упаковывается ремонт-

    ный и групповой ЗИП, должна наноситься следующая маркировка:

    • адрес получателя;

    • адрес отправителя;

    • обозначение арматуры в сочетании со словом «ЗИП изделия»;

    • количество комплектов ЗИП в ящике;

    • номер ящика;

    • количество ящиков в партии;

    • масса ЗИП с тарой (брутто);

    • манипуляционные знаки «БЕРЕЧЬ ОТ ВЛАГИ», «ВЕРХ, НЕ КАНТОВАТЬ».

        1. Способ нанесения маркировки:

    • для литой арматуры – литьем, ударным способом;

    • штампосварной и кованосварной арматуры – ударным способом;

    • транспортной тары – краской.

      Дублирующая маркировка должна наноситься ударным способом на корпус крана.

        1. Изготовитель арматуры может вводить дополнительную маркировку по ГОСТ Р 52760 и другие знаки, если это не противоречит стандартам, ТУ и КД на конкретное изделие.


      1. Требования к упаковке, транспортированию и хранению


        1. Арматура должна подвергаться консервации на срок не менее трех лет по ГОСТ 9.014.

        2. Положение затвора арматуры – открытое.

        3. Присоединительные поверхности патрубков должны быть закрыты временными заглушками с целью защиты их от повреждений при транспортировке.

        4. Арматура должна быть надежно закреплена от смещений и колебаний на поддонах и по требованию заказчика упакована в деревянные ящики. Установка и крепление арматуры на транспортном средстве должны исключать возможность механических повреждений и загрязнений внутренних поверхностей арматуры и концов патрубков, обработанных под приварку к трубопроводу. При поставке арматуры больших диаметров, отдельно от приводов, на обе упаковки наносят метки для определения соответствующих друг другу частей. Крепежные детали и ЗИП упаковывают в деревянную тару. Техническая документация должна упаковываться во влагонепроницаемый пакет и помещаться внутри деревянной тары.

        1. Упаковка арматуры должна позволять ее хранение на открытом воздухе в климатических условиях Крайнего Севера. Материалы и вещества, применяемые для упаковки и консервации, должны быть безопасны для людей и окружающей среды.

        2. Тара должна обеспечивать сохранность арматуры, ее узлов и деталей при транспортировке.

        3. Транспортная тара должна обеспечивать возможность транспортирования арматуры всеми видами транспорта.


      1. Требования к монтажу и эксплуатации ТПА


        1. Общие положения

          1. Установка, монтаж, наладка и эксплуатация ТПА выполняется в соответствии с РЭ.

          2. Перед врезкой ТПА в трубопровод проводится входной контроль и предмонтажная подготовка.

          3. Входной контроль ТПА, поступающей на строительные площадки МГ, проводится с целью предупреждения попадания в эксплуатацию арматуры, не отвечающей требованиям проектной документации, ТУ и настоящего стандарта.

          4. Входной визуальный контроль проводится в соответствии с 17.4.1.

          5. При проведении предмонтажных работ необходимо:

    • освободить арматуру от транспортной упаковки и снять заглушки с патрубков;

    • расконсервировать и очистить корпусные детали от смазки и грязи;

    • проверить затяжку резьбовых соединений корпуса, колонны-удлинителя и привода, болтовых и ниппельных соединений и при необходимости подтянуть их;

    • проверить надежность крепления трубопроводов обвязки, расположенных вдоль корпуса и колонны-удлинителя, съемных металлических кожухов для защиты от механических повреждений;

    • проверить уровень демпферной технической жидкости в приводах и заправить в случае, если произошла ее утечка или это не сделано производителем арматуры;

    • проверить работоспособность ручного дублера, наличие утечек демпферной жидкости и регулировку упоров на приводах по конечным положениям затвора (муфты крутящего момента или осевого усилия проверяют на значение крутящего момента или осевого усилия, указанного в эксплуатационной документации);

    • дозаполнить систему уплотнения затвора и шпинделя смазкой;

    • обеспечить защиту внутренних полостей арматуры от попадания шлака, окалины и других предметов.

          1. ТПА с истекшим сроком хранения подвергается ревизии и испытанию на работоспособность и герметичность затвора.

          2. Монтаж ТПА проводится в соответствии с проектной документацией, при этом:

    • установочное положение соответствует требованиям ТУ;

    • арматура не испытывает нагрузок от трубопровода;

    • строповка осуществляется за специальные места крепления;

    • при приварке арматуры к трубопроводам принимаются меры, исключающие попадание во внутренние полости корпуса сварного грата и окалины, а также обеспечивается температура нагрева патрубков арматуры в соответствии с РЭ;

    • арматура размещается в местах, доступных для удобного и безопасного обслуживания и ремонта, штурвал или рукоятка ручного привода арматуры располагается на высоте не более 1,6 м;

    • электроприводы и узлы управления арматурой защищают от прямого воздействия атмосферных осадков и заземляют.

          1. ПНР ТПА предусматривают выполнение работ, необходимых для проведения испытаний отдельных узлов, деталей и механизмов арматуры.

          2. При проведении ПНР необходимо:

    • проверить уровень демпферной технической жидкости в приводах и заправить в случае, если произошла ее утечка или ТПА не заправлена изготовителем (на гидроцилиндрах указывается марка заправленной демпферной жидкости);

    • проверить минимальное Рраб инертного газа ЭГП;

    • проверить работоспособность многоходового распределителя посредством перестановки затвора ручным дублером (в аварийном режиме);

    • проверить величину усилия передаваемого на рукоятку ручного дублера;

    • удалить воздух из гидросистемы привода и проверить герметичность уплотнений поршней гидроцилиндров привода;

    • проверить и установить регуляторами расхода жидкости в требуемом диапазоне время перестановки затвора;

    • проверить состояние фильтра-осушителя и при необходимости заменить или регенерировать адсорбент;

    • продуть трубки управляющего газа и устранить утечки;

    • проверить герметичность соленоидных, перепускных, распределительных и обратных клапанов;

    • проверить затяжку резьбовых соединений корпуса, колонны-удлинителя и привода, болтовых и ниппельных соединений и при необходимости подтянуть их;

    • проверить правильность соединений электрических цепей на соответствие электрическим схемам, указанным в КД на привод;

    • проверить работу газораспределительной системы;

    • настроить автомат АЗК;

    • проверить степень герметичности уплотнений затвора;

    • выполнить подключение и проверку работоспособности дистанционного управления;

    • выполнить подключение и настройку конечных выключателей;

    • выполнить перестановку затвора при помощи дистанционного управления;

    • проверить работоспособность устройств полного снятия давления из системы управления приводов;

    • проверить герметичность уплотнения верхней цапфы (шпинделя).


        1. Организация эксплуатации

          1. Руководство эксплуатацией ТПА осуществляется ПОЭ эксплуатирующей организации по направлениям деятельности.

          2. Перед вводом ТПА в эксплуатацию ПОЭ проводят экспертизу проекта на соответствие техническим требованиям ОАО «Газпром» и национальным стандартам Российской Федерации. ТПА и приводы применяют в строгом соответствии с их назначением в части рабочих параметров, сред, условий эксплуатации на Крайнем Севере и характеристик надежности.

          3. Начальники служб филиалов эксплуатирующей организации несут ответственность за организацию и выполнение работ по техническому обслуживанию, диагностированию и ремонту арматуры и осуществляют ведение эксплуатационной документации.

          4. Техническое обслуживание, диагностирование и ремонт ТПА проводятся специализированными организациями, имеющими соответствующее разрешение на производство работ согласно законодательным актам Российской Федерации и прошедшими процедуру оценки готовности к их выполнению согласно СТО Газпром 2-3.5-046.

          5. Техническое обслуживание ТПА проводится в соответствии с РЭ и требованиями ОАО «Газпром». Основными видами работ при выполнении обслуживания являются:

    • плановый осмотр (ТО-1);

    • сезонное обслуживание (ТО-2);

    • текущий ремонт (ТР);

    • техническое диагностирование (ТД);

    • средний ремонт (СР).

      Периодичность проведения работ – в соответствии с нормативной документацией ОАО «Газпром».

        1. Требования безопасности

          1. Требования, обеспечивающие безопасность при эксплуатации ТПА:

    • соблюдение требований РЭ;

    • проведение технического обслуживания, диагностирования и ремонта при эксплуатации ТПА квалифицированным персоналом, изучившим устройство арматуры, эксплуатационную документацию, правила техники безопасности, ПБ 03-576-03 [19], ПОТ РМ-016-2001 [20], нормативную документацию Ростехнадзора по промышленной безопасности и охране окружающей среды, действующую на объектах ОАО «Газпром», прошедшим проверку знаний и допущенным к проведению работ в установленном порядке;

    • принятие эксплуатирующей организацией организационных и технических мер предупреждения возможности нанесения ущерба здоровью людей или окружающей среде и проведение необходимых действий при возникновении опасных ситуаций, наступлении предельного состояния или выработке назначенного ресурса ТПА.

          1. При эксплуатации ТПА особое внимание обращают:

    • на выполнение функции закрытия и открытия;

    • герметичность арматуры, фланцевых соединений, уплотнений штоков;

    • состояние фильтров-осушителей, осуществление регулярного дренажа конденсата;

    • скорость сброса давления;

    • температуру поверхности корпусных деталей и рабочей среды;

    • состояние опор, во избежание возникновения напряженного состояния от массы трубопроводов.

          1. Для обеспечения безопасной работы запрещается:

    • эксплуатировать арматуру при отсутствии эксплуатационной документации;

    • использовать арматуру для работы в условиях, не соответствующих указанным в РЭ;

    • производить работы по устранению дефектов, подтяжку уплотнения, резьбовых соединений трубной обвязки и фитингов, находящихся под давлением;

    • соединять сброс газа из предохрчанительной арматуры разных потребителей на одну свечу и монтаж запорной арматуры после предохранительной с разным давлением;

    • использовать арматуру в качестве опор для оборудования и газопроводов;

    • применять для управления арматурой рычаги, удлиняющие плечо рукоятки или маховика, не предусмотренные РЭ;

    • применять удлинители к ключам для крепежных деталей;

    • вскрывать крышку корпуса конечных выключателей без снятия напряжения с питающей электрической линии;

    • эксплуатировать опломбированную арматуру при поврежденных гарантийных пломбах;

    • производить перестановку приводов от энергии давления сжатого кислорода;

    • стравливать импульсный газ или переставлять арматуру во время грозы;

    • дросселирование газа при частично открытом затворе запорной арматуры.

      1. ТПА не является источником шума, вибрации, ультразвуковых колебаний. Требования безопасности в части вибрации – по ГОСТ 12.1.012.

      2. ТПА должна быть герметична по отношению к внешней среде. Утечки не допускаются.

      3. При разборке и сборке ТПА необходимо предохранять уплотнительные поверхности от повреждения.

      4. Проверка технического состояния узлов системы управления ТПА производится после отключения линий отбора импульсного газа и стравливания газа из системы управления. При проведении сброса давления газа из системы управления арматуры или корпуса, а также дренировании влаги и конденсата персонал должен находиться в безопасной зоне – в стороне, противоположной направлению струи газа или жидкости.

      5. Работы должны выполняться исправным стандартным инструментом (в искробезопасном исполнении), указанным в инструкции для соответствующего типа арматуры.

      6. При проведении работ по дозаправке гидросистемы арматуры удаляется демпферная жидкость с поверхности привода и корпуса.

      7. При перемерзании затвора арматуры, узла управления, импульсных трубок обогрев производится подогретым воздухом, паром или электротенами (во взрывобезопасном исполнении). Запрещается применение для этих целей устройств с открытым пламенем или взрывоопасных газов.

      8. Перестановка затворов арматуры на ЛЧМГ и узлах подключения КС (обводного, входного и выходного газопроводов), за исключением аварийных случаев, осуществляется с разрешения ПДС эксплуатирующей организации.

      9. Арматуру DN 500 и более следует открывать при перепаде давления газа на затворе не более 0,2 МПа.

      10. Открытие свечной и байпасной арматуры при стравливании и перепуске газа должно производиться без пауз, во избежание вибрации трубной обвязки, до полного поворота затвора в положение «Открыто». При стравливании газа через свечной кран следует убедиться в надежности крепления свечи трубопровода.

      11. При выполнении работ на арматуре с электроприводом должны соблюдаться правила безопасности, указанные в эксплуатационной документации на электропривод. Электроприводы выполняются во взрывозащищенном исполнении.

      12. Демонтированную арматуру после дефектовки направляют на специализированные ремонтные предприятия либо она подлежит списанию. Детали, вышедшие из строя и отработавшие свой ресурс, передаются на специализированные предприятия по переработке материалов.

Библиография


[1] Стандарт Американского национального института стандартов ANSI/ASME B.16.5 Edition 2003*

Трубные фланцы и фланцы фитингов


[2] Инструкция по сварке МГ «Бованенково – Ухта» с рабочим давлением до 11,8 МПа. Основные требования, технология сварки и контроль качества сварных соединений. Часть I (утверждена ОАО «Газпром» 01.07.2008)

[3] Стандарт Американского нефтяного института

API Specification 6D Edition 22*

Технические условия на трубопроводные клапаны (задвижки клиновые, конические вентили, шаровые и обратные клапаны)


[4] Стандарт американского общества по проверке

и испытанию материалов ASTM A350/A350M-96c*

Типовые технические условия на поковки из низколегированной и углеродистой стали, требующие испытания на вязкость деталей трубопроводов


[5] Стандарт американского общества по проверке

и испытанию материалов ASTM A352/A352M-89*

Технические условия на литье из ферритных и мартенситных сталей для герметизирующих деталей, предназначенных для работы при низких температурах


[6] Руководящий документ Госгортехнадзора России РД 03-613-03

Порядок применения сварочных материалов при изготовлении, монтаже, ремонте и реконструкции технических устройств для опасных производственных объектов


[7] Стандарт международной организации по стандартизации ISO 8501-1:1988*

Подготовка стальной основы перед нанесением красок и подобных покрытий. Визуальная оценка чистоты поверхности


[8] Стандарт международной организации по стандартизации ISO 8503-1:1988*

Подготовка стальных поверхностей перед нанесением красок и подобных покрытий. Характеристики шероховатости стальной поверхности,

очищенной пескоструйным способом

image

* Оригиналы документов находятся в ФГУП «Стандартинформ».

[9] Стандарт международной организации по стандартизации ISO 8502-3:1992*

Подготовка стальной основы перед нанесением красок и подобных покрытий. Оценка запыленности стальной поверхности, подготовленной под покраску (метод самоклеящейся ленты)


[10] Правила безопасности Госгортехнадзора России ПБ 03-585-03

Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов


[11] Стандарт Американского нефтяного института API Specification 6FA*

Технические условия на огневые испытания клапанов


[12] Стандарт Американского нефтяного института API 607*

Испытания на пожаростойкость неполноповоротной арматуры с мягким уплотнением в седле


[13] Стандарт Международной организации по стандартизации ISO 5211:2001*

Клапаны промышленные. Присоединение приводов с частичным оборотом


[14] Стандарт Международной организации по стандартизации ISO 5210:1991*

Промышленная арматура. Установка многооборотного исполнительного механизма на вентилях


[15] Правила и нормы Госпроматомнадзора СССР ПНАЭ Г-7-025-90

Стальные отливки для атомных энергетических установок. Правила контроля


[16] Стандарт

ЗАО «НПФ «ЦКБА» СТ ЦКБА 025-2006**

Арматура трубопроводная. Сварка и контроль качества сварных соединений. Технические требования


[17] Стандарт

ЗАО «НПФ «ЦКБА» СТ ЦКБА 010-2004**

Арматура трубопроводная. Поковки, штамповки и заготовки из проката. Технические требования


image

* См. с. 68.

** Оригиналы документов находятся в ЗАО «НПФ «ЦКБА»».

[18] Методика проведения технического диагностирования запорной арматуры на объектах ОАО «Газпром» (утверждена ОАО «Газпром» 20.07.2007)


[19] Правила безопасности Госгортехнадзора России ПБ 03-576-03

Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением


[20] Правила по охране труда Госэнергонадзора России и Минэнерго России ПОТ РМ-016-2001

РД 153-34.0-03.150-00

Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок



image


ОКС 75.180

Ключевые слова: технические требования, арматура трубопроводная, приводы, системы управления, давление, параметры, характеристики, надежность, Ямальская газотранспортная система


image


Корректура О.Я. Проскуриной

Компьютерная верстка А.И. Шалобановой


image

Подписано в печать 14.05.2010 г.

Формат 60х84/8. Гарнитура «Ньютон». Тираж 130 экз. Уч.-изд. л. 10,0. Заказ 682.


image

ООО «Газпром экспо» 117630, Москва, ул. Обручева, д. 27, корп. 2. Тел.: (495) 719-64-75, (499) 580-47-42.