ПУБЛИЧНОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО … › u › ovp_main_pdf_file › 4351...

ПУБЛИЧНОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ТРАНСНЕФТЬ»

(ПАО «ТРАНСНЕФТЬ»)

СТТ-23.080.00-КТН-240-14 (с изм. 1)

Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов

НАСОСЫ МАГИСТРАЛЬНЫЕ И ПОДПОРНЫЕ УСОВЕРШЕНСТВОВАННЫЕ

Специальные технические требования

ОЗНАКОМИТЕЛЬНАЯ РЕДАКЦИЯ

Документ

является

собственнстью ПАО

«Транснефть»

.

Документ

не может

быть

полностью или частично воспроизведен

,

тиражирован и

распространен без

разрешения

ПАО


ПАО «Транснефть»

Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Насосы

магистральные и подпорные усовершенствованные. Специальные технические требования

СТТ-23.080.00-КТН-240-14

II

Настоящий документ представляет собой специальную

ознакомительную редакцию СТТ-23.080.00-КТН-240-14.

По вопросу получения полноформатной копии СТТ-23.080.00-КТН-240-14,

а также других корпоративных стандартов ПАО «Транснефть»

обращайтесь в организацию, уполномоченную на их распространение –

ООО «НИИ Транснефть» (117186, г. Москва, Севастопольский проспект, 47А,

тел. (495) 950-82-96, [email protected]; http://niitnn.transneft.ru).

Исключительные права на настоящий документ принадлежат ПАО «Транснефть». Документ не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен без разрешения ПАО «Транснефть».

® ПАО «Транснефть», 2019 г.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО





СТТ-23.080.00-КТН-240-14

III

Содержание

1 Область применения ..................................................................................................................... 1

2 Нормативные ссылки .................................................................................................................... 1

3 Термины и определения ................................................................................................................ 4

4 Обозначения и сокращения .......................................................................................................... 5

5 Общие положения ......................................................................................................................... 5

6 Требования соответствия .............................................................................................................. 6

7 Насосы центробежные двухопорные горизонтальные (межподшипниковые)

одноступенчатые с осевым разъемом .......................................................................................... 6

7.1 Конструкция ..................................................................................................................... 6

7.2 Система затворной жидкости ....................................................................................... 26

7.3 Система смазки .............................................................................................................. 27

7.4 Материалы ...................................................................................................................... 31

7.5 Маркировка .................................................................................................................... 35

7.6 Основные точки присоединения и границы поставки насоса .................................. 36

7.7 Комплектность поставки горизонтального насоса .................................................... 36

7.8 Вспомогательное оснащение ........................................................................................ 38

7.9 Дополнительные требования ........................................................................................ 43

7.10 Перечень поставляемой документации ....................................................................... 49

8 Насосы вертикальные полупогружные двухкорпусные .......................................................... 54

8.1 Конструкция ................................................................................................................... 54

8.2 Маркировка .................................................................................................................... 74

8.3 Основные точки присоединения и границы поставки насоса .................................. 74

8.4 Комплектность поставки вертикального насоса ........................................................ 74

8.5 Вспомогательное оснащение ........................................................................................ 76

8.6 Дополнительные требования ........................................................................................ 79

9 Технические требования к изготовлению литых деталей и сварке ....................................... 91

9.1 Введение ......................................................................................................................... 91

9.2 Общая информация ....................................................................................................... 91

9.3 Требования к литым корпусным деталям ................................................................... 91

9.4 Общие требования к сварке .......................................................................................... 94

9.5 Клеймение и маркировка материалов ......................................................................... 99

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО





СТТ-23.080.00-КТН-240-14

IV

9.6 Документация ................................................................................................................ 99

10 Испытания .................................................................................................................................... 99

10.1 Общие требования ......................................................................................................... 99

10.2 Гидравлические испытания ........................................................................................ 102

10.3 Параметрические испытания ...................................................................................... 103

10.4 Дополнительные испытания....................................................................................... 105

Приложение Б (справочное) Форма опросного листа горизонтальных двухопорных

насосов ...................................................................................................................... 110

Приложение В (справочное) Форма опросного листа вертикальных полупогружных

двухкорпусных насосов .......................................................................................... 122

Библиография ................................................................................................................................. 133

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО





СТТ-23.080.00-КТН-240-14

V

Введение Настоящий документ разработан в соответствии с ГОСТ 32601-2013. Структура и

наименования разделов настоящего документа изменены относительно ГОСТ 32601-2013 в

связи с особенностями построения нормативных документов ОАО «АК «Транснефть»,

спецификой перевода международного стандарта ISO 13709:2009 и необходимостью

приведения в соответствие международной терминологии к терминологии Российский

Федерации.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО





СТТ-23.080.00-КТН-240-14

1

1 Область применения 1.1 Настоящий документ устанавливает требования к магистральным и подпорным

насосам усовершенствованным, предназначенным для перекачки товарной нефти и светлых

нефтепродуктов по магистральным нефтепроводам и нефтепродуктопроводам

ОАО «АК «Транснефть».

1.2 Настоящий документ устанавливает требования к магистральным и подпорным

насосам, указанных в документе типоразмеров, предназначенным для замены

эксплуатируемых в настоящее время на действующих перекачивающих станциях и для

установки на вновь строящихся перекачивающих станциях системы магистральных

нефтепроводов и нефтепродуктопроводов ОАО «АК «Транснефть».

1.3 Настоящий документ предназначен для применения организациями,

осуществляющими изготовление, поставку и эксплуатацию магистральных и подпорных

насосов усовершенствованных магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов

ОАО «АК «Транснефть».

2 Нормативные ссылки В настоящем документе использованы нормативные ссылки на следующие

документы:

ГОСТ 12.2.003-91 Система стандартов безопасности труда. Оборудование

производственное. Общие требования безопасности

ГОСТ 1778-70 (ИСО 4967-79) Сталь. Металлографические методы определения

неметаллических включений

ГОСТ 4543-71 Прокат из легированной конструкционной стали. Технические условия

ГОСТ 5949-75 Сталь сортовая и калиброванная коррозионно-стойкая, жаростойкая и

жаропрочная. Технические условия

ГОСТ 6134-2007 (ИСО 9906:1999) Насосы динамические. Методы испытаний

ГОСТ 6996-66 (ИСО 4136-89, ИСО 5173-81, ИСО 5177-81) Сварные соединения.

Методы определения механических свойств

ГОСТ 8479-70 Поковки из конструкционной углеродистой и легированной стали.

Общие технические условия

ГОСТ 8724-2002 (ИСО 261-98) Основные нормы взаимозаменяемости. Резьба

метрическая. Диаметры и шаги

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО





СТТ-23.080.00-КТН-240-14

2

ГОСТ 14254-96 (МЭК 529-89) Межгосударственный стандарт. Степени защиты,

обеспечиваемые оболочками (код IP)

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 16093-2004 (ИСО 965-1:1998, ИСО 965-3:1998) Основные нормы

взаимозаменяемости. Резьба метрическая. Допуски. Посадки с зазором

ГОСТ 16350-80 Климат СССР. Районирование и статистические параметры

климатических факторов для технических целей

ГОСТ 19537-83 Смазка пушечная. Технические условия

ГОСТ 23360-78 Основные нормы взаимозаменяемости. Соединения шпоночные с

призматическими шпонками. Размеры шпонок и сечений пазов. Допуски и посадки

ГОСТ 24297-2013 Верификация закупленной продукции. Организация проведения и

методы контроля

ГОСТ 24507-80 Контроль неразрушающий. Поковки из черных и цветных металлов.

Методы ультразвуковой дефектоскопии

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

метрическая. Основные размеры

ГОСТ 25054-81 Поковки из коррозионно-стойких сталей и сплавов. Общие

технические условия

ГОСТ 30546.1-98 Общие требования к машинам, приборам и другим техническим

изделиям и методы расчета их сложных конструкций в части сейсмостойкости

ГОСТ 30852.0-2002 (МЭК 60079-0:1998) Электрооборудование взрывозащищенное.

Часть 0. Общие требования

ГОСТ 31441.1-2011 (EN 13463-1:2001) Оборудование неэлектрическое

предназначенное для применения в потенциально взрывоопасных средах. Часть 1. Общие

требования

ГОСТ 32600-2013 (ИСО 21049:2004) Насосы. Уплотнительные системы вала для

центробежных и роторных насосов. Общие технические требования и методы контроля

ГОСТ 32601-2013 (ИСО 13709:2009) Насосы центробежные для нефтяной,

нефтехимической и газовой промышленности. Общие технические требования

ГОСТ Р 52857.1-2007 Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность.

Общие требования

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО





СТТ-23.080.00-КТН-240-14

3

ГОСТ ИСО 1940-1-2007 Вибрация. Требования к качеству балансировки жестких

роторов. Часть 1. Определение допустимого дисбаланса

ОТТ-17.020.00-КТН-253-10 Магистральный нефтепровод. Контрольно-измерительные

приборы. Общие технические требования

ОТТ-23.080.00-КТН-049-10 Насосы нефтяные магистральные и агрегаты

электронасосные на их основе. Общие технические требования

РД-35.240.50-КТН-109-17 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и

нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования

площадочных и линейных объектов. Основные положения

ОТТ-25.220.01-КТН-097-16 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и

нефтепродуктов. Антикоррозионные покрытия для защиты наружной поверхности

резервуаров, надземных трубопроводов, конструкций и оборудования. Общие технические



нефтепродуктовж. Антикоррозионное покрытие для защиты подземных трубопроводов и

оборудования. Общие технические требования


нефтепродуктов. Магистральные и подпорные насосы. Отливки стальные. Общие технические


ПБ 03-273-99 Правила аттестации сварщиков и специалистов сварочного

производства

ПБ 03-372-00 Правила аттестации и основные требования к лабораториям

неразрушающего контроля

ПБ 03-440-02 Правила аттестации персонала в области неразрушающего контроля

РД 03-613-03 Порядок применения сварочных материалов при изготовлении,

монтаже, ремонте и реконструкции технических устройств для опасных производственных

объектов

РД 03-614-03 Порядок применения сварочного оборудования при изготовлении,


объектов

РД 03-615-03 Порядок применения сварочных технологий при изготовлении,


объектов

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО





СТТ-23.080.00-КТН-240-14

4

П р и м е ч а н и е При пользовании настоящим нормативным документом целесообразно проверить действие ссылочных нормативных документов в соответствии с действующим «Перечнем законодательных актов и основных нормативных и распорядительных документов, действующих в сфере магистрального трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов». Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим нормативным документом следует руководствоваться заменяющим (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 документе применены следующие термины с соответствующими

определениями:

3.1 время восстановления: Продолжительность восстановления работоспособного

состояния объекта.

3.2 допускаемый кавитационный запас: Кавитационный запас, соответствующий 3 % падению напора на частной кавитационной характеристике насоса.

3.3 имеющийся кавитационный запас: Устанавливаемое проектной организацией значение кавитационного запаса насоса на месте его эксплуатации, при котором насос должен обеспечить требуемые технические показатели.

3.4 кавитационный запас: Полное абсолютное давление всасывания, характеризующее превышение значения давления на всасывании над значением давления насыщенных паров перекачиваемой жидкости.

3.5 коэффициент полезного действия насоса: Отношение полезной мощности к мощности насоса.

3.6 исключен. 3.7 напор: Разность удельных механических энергий жидкости на выходе из насоса

и на входе в него. 3.8 наработка до отказа: Наработка насоса от начала эксплуатации до

возникновения первого отказа при условии замены торцовых уплотнений и подшипников, указанная в технической документации.

3.9 подача: Объем жидкости, проходящий через насос в единицу времени. 3.10 предельное давление: Наибольшее давление на выходе из насоса, на которое

рассчитана его конструкция. 3.11 предельное состояние: Состояние изделия, при котором его дальнейшая

эксплуатация недопустима или нецелесообразна по причинам опасности, экономическим или экологическим.

3.12 работоспособное состояние: Состояние изделия, при котором оно способно выполнить требуемую функцию при наличии необходимых внешних ресурсов.

3.13 реестр основных видов продукции, применяемой ПАО «Транснефть»: Перечень продукции, прошедшей оценку соответствия нормативной базе

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО





СТТ-23.080.00-КТН-240-14

5

ПАО «Транснефть», систематизированный по основным видам продукции согласно Перечню основных видов продукции и сводным ведомостям оборудования и материалов и согласованный с ПАО «Транснефть» для применения при комплектации объектов магистрального трубопровода (информация о порядке включения в реестр ОВП размещена на официальном сайте ООО «НИИ Транснефть» в разделе «Деятельность»).

3.14 сейсмостойкость: Способность изделия сохранять прочность, устойчивость, герметичность и работоспособное состояние во время и после землетрясения.

3.15 срок службы: Продолжительность эксплуатации изделия до наступления предельного состояния.

4 Обозначения и сокращения В настоящем документе применены следующие обозначения и сокращения: АКЗ – антикоррозионная защита; АКП – антикоррозионное покрытие; ВИК – визуально-измерительный контроль; ЗИП – запасные части, инструменты, принадлежности и материалы; КИП и А – контрольно-измерительные приборы и автоматика; КПД – коэффициент полезного действия; ОТК – отдел технологического контроля; ПВК – контроль проникающими веществами капиллярный; Реестр ОВП – Реестр основных видов продукции, применяемой ПАО «Транснефть»; СКЗ – среднеквадратическое значение; ЧРП – частотно-регулируемый привод; ЭД – электродвигатель; DN – номинальный диаметр; NPSH – кавитационный запас; NPSHA – имеющийся кавитационный запас; NPSHR – допускаемый кавитационный запас.

5 Общие положения 5.1 Настоящие специальные технические требования определяют основные

технические характеристики, требования к конструкции, изготовлению и испытаниям магистральных и подпорных насосов усовершенствованных, предназначенных для перекачки товарной нефти и светлых нефтепродуктов по магистральным нефтепроводам и нефтепродуктопроводам ОАО «АК «Транснефть». Насосы усовершенствованные в части повышения энергоэффективности и увеличения надежности работы.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО





СТТ-23.080.00-КТН-240-14

6

5.2 Настоящие требования распространяются на двухопорные насосы с осевым разъемом корпуса (тип ВВ1 по ГОСТ 32601) и вертикальные погружные насосы с диффузором и со спиральной камерой (тип VS7 или VS6 по ГОСТ 32601).

5.3 Насосы могут поставляться отдельно или в составе насосного агрегата. При производстве насосного агрегата, изготовитель должен обеспечить согласованность характеристик комплектующих и работоспособность насосного агрегата в комплексе с обеспечением подтверждения потребительских характеристик испытаниями по согласованной с заказчиком программе и методике. При поставке насосного агрегата изготовитель должен руководствоваться нормативными документами ОАО «АК «Транснефть» на комплектующие насосного агрегата (ЭД, преобразователь частоты, гидромуфта, КИП и А и т. д.) и ГОСТ 32601 на насосный агрегат (далее – НА) в целом.

5.4 Приведенные в настоящем документе технические характеристики насосов

являются предпочтительными и могут уточняться (корректироваться) в процессе разработки

технической документации по согласованию с ОАО «АК «Транснефть».

5.5 Изготовитель должен гарантировать, что произведенный им насос и все

комплектующие изделия, произведенные субподрядными организациями соответствуют

требованиям настоящего документа, ГОСТ 32601 и ссылочным документам.

5.6 Конструкция магистральных и подпорных насосов в процессе монтажа

(демонтажа), ввода в эксплуатацию и эксплуатации должна обеспечивать безопасность в

соответствии с ГОСТ 12.2.003.

5.7 Насосы должны быть включены в Реестр ОВП.

6 Требования соответствия 6.1 Все данные предоставляемые изготовителем, а также выполняемые чертежи и

указания размеров насосов должны быть в системе СИ.

6.2 Перед изготовлением насоса изготовитель должен согласовать с заказчиком

техническую документацию в объеме, указанном в 7.10, 8.6.7.

7 Насосы центробежные двухопорные горизонтальные (межподшипниковые) одноступенчатые с осевым разъемом 7.1 Конструкция 7.1.1 Общие требования 7.1.1.1 Оборудование, включая все вспомогательные системы, должно

проектироваться для установки в закрытом отапливаемом помещении с температурой

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО





СТТ-23.080.00-КТН-240-14

7

окружающего воздуха от 1 С до 40 С и относительной влажности окружающего воздуха не

более 90 % при температуре 20 °С.

7.1.1.2 Насос должен быть одноступенчатым, межопорным, с колесом

двухстороннего входа, с осевым разъемом корпуса, типа BB1 по ГОСТ 32601.

7.1.1.3 Рабочая среда – товарная нефть с параметрами, приведенными в таблице 1 и

светлые нефтепродукты с параметрами, приведенными в таблице 2.

Т а б л и ц а 1 – Параметры товарной нефти № п/п Параметр Значение

1 2 3 1 Температура, С От минус 10 до 50 2 Кинематическая вязкость, м2/с От 510-6 до 30010-6 3 Плотность при 20 С, кг/м3 От 830 до 900 4 Давление насыщенных паров, кПа, не более 66,7

5

Содержание примесей

Массовая доля серы, %, не более 3,5

6 Массовая доля парафина, %, не более

7,0

7 Массовая доля механических примесей, %, не более

0,05

8 Максимальный линейный размер механических примесей твердостью до 7 по шкале Мооса, мм

4

9 Массовая доля воды, %, не более 5,0

10 Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более 900

11 Массовая доля сероводорода, млн.-1, (ppm), не более

100

12 Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн.-1, (ppm), не более

100

П р и м е ч а н и е – Допускается работа насосов на других товарных нефтях по согласованию между заводом-изготовителем и заказчиком. Т а б л и ц а 2 − Параметры светлых нефтепродуктов № п/п Параметр Значение показателя

1 Температура, С От минус 15 до 50 2 Кинематическая вязкость, м2/с От 0,510-6 до 50,010-6 3 Плотность, кг/м3 От 700 до 900 4 Давление насыщенных паров, кПа, не более 93,3 5 Содержание примесей Массовая доля серы, %, 0,2

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО





СТТ-23.080.00-КТН-240-14

8

№ п/п Параметр Значение показателя

не более Массовая доля механических примесей, %, не более

0,05

Максимальный линейный размер механических примесей твердостью до 7 по шкале Мооса, мм

0,2

П р и м е ч а н и е – Допускается работа насосов на других товарных нефтепродуктах по согласованию между изготовителем и заказчиком.

7.1.1.4 Насосы типа ВВ1 различаются по назначению их использования.

Классификация насосов типа ВВ1 по назначению использования приведены в таблице 3.

Т а б л и ц а 3 – Классификация насосов типа ВВ1 по назначению использования № п/п Тип насоса Типоразмер Назначение

использования 1 2 3 4 1 Насос магистральный горизонтальный 10000-210 Магистральный – для

подачи товарной нефти по магистральным нефтепроводам ОАО «АК «Транснефть»

2 Насос магистральный горизонтальный 7000-210

3 Насос магистральный горизонтальный 3600-230 Магистральный – для подачи товарной нефти и светлых нефтепродуктов по магистральным трубопроводам организаций системы «Транснефть»



6 Насос подпорный горизонтальный 2200-45

Подпорный – для обеспечения необходимого подпора перед магистральными. Наливной – для обеспечения налива нефти и нефтепродуктов на наливных сооружениях. Внутрипарковой перекачки – для перекачки внутри резервуарного парка

7 Насос подпорный горизонтальный 1250-65

7.1.1.5 Конструкция магистральных горизонтальных насосов должна допускать

работу трех последовательно соединенных насосов. Насос должен допускать работу в

режиме кавитации, соответствующем 3 % падению напора, не менее 30 с при пуске и выходе

насоса на заданный режим работы.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО





СТТ-23.080.00-КТН-240-14

9

7.1.1.6 Насосы горизонтальные в зависимости от сейсмичности района размещения

по шкале МSK – 64 [1], должны изготавливаться в двух исполнениях:

- несейсмостойкое (С0) для районов с сейсмичностью до 6 баллов включительно;

- сейсмостойкое (С) для районов с сейсмичностью от 6 до 9 баллов включительно.

7.1.1.7 К насосам предъявляются требования по допустимым нагрузкам на патрубки.

Конкретные величины нагрузок на входной и напорный патрубки в рабочих условиях

указываются в опросных листах на насос.

7.1.1.8 исключен.

7.1.1.9 исключен. 7.1.1.10 Высота установки насоса над уровнем моря – до 1000 м и по специальному

заказу (определяется требованием к комплектуемому ЭД) до 1500 м. 7.1.1.11 Схема работы насосов магистральных – последовательная, при условии

совместной работы до трех насосов одного типоразмера. Схема работы насосов подпорных

– параллельная, при условии совместной работы насосов одного типоразмера. Направление

вращения ротора, если смотреть со стороны ЭД – по часовой стрелке. По согласованию

между заводом-изготовителем и заказчиком, допускается поставка насосов с направлением

вращения ротора против часовой стрелки, если смотреть со стороны ЭД.

7.1.1.12 Границы рабочего диапазона должны составлять:

- нижняя граница – не более 70 % значения номинальной подачи;

- верхняя граница – не менее 120 % значения номинальной подачи.

7.1.1.13 Номинальная подача должна быть в пределах от 80 % до 110 % подачи

соответствующей максимальному КПД насоса.

7.1.1.14 Насосы должны иметь возможность повышения напора как минимум на 5 %,

при номинальных условиях следующими методами:

- путем замены рабочего колеса (колес) на рабочее колесо (колеса) большего

диаметра;

- путем использования рабочего колеса (колес) с иной проточной частью и изменением диаметра рабочего колеса.

7.1.1.15 Насосы должны иметь возможность снижения или повышения подачи и напора при уменьшении или повышении пропускной способности магистральных трубопроводов следующими методами:

- подрезка рабочего колеса; - применение сменного ротора; - изменение частоты вращения вала насоса (применение ЧРП);

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО





СТТ-23.080.00-КТН-240-14

10

- использование рабочего колеса одностороннего входа с доработкой проточной части.

7.1.1.16 Для улучшения энергетической эффективности должна быть предусмотрена возможность установки лопаточных диффузоров (направляющих аппаратов).

7.1.1.17 При использовании гидромуфты или ЧРП рабочий диапазон регулирования частоты вращения вала насоса должен составлять от 50 % до 100 % номинальной частоты вращения.

7.1.1.18 Насосы должны иметь возможность применения сменных роторов, как

минимум для следующего ряда: 0,5; 0,7; 1; 1,25 от номинального значения подачи. При

производственной необходимости по согласованию изготовителя и заказчика, изготовитель насосов может изготовить роторы и на другие значения подач согласно принятым проектным

решениям. Данные требования указываются в опросном листе при оформлении заказа

насоса.

7.1.1.19 Кавитационный запас NPSHA во всем рабочем диапазоне подач должен обеспечивать штатную работу насоса».

7.1.1.20 Конструкция насоса должна обеспечивать максимально эффективную и

надежную работу на всех рабочих режимах без непрерывного обслуживания (без

постоянного присутствия обслуживающего персонала) с периодическими осмотрами.

7.1.1.21 Конструкция насоса должна предусматривать патрубки для дренажа,

патрубки для сброса газовоздушной смеси при заполнении, и исключать образование

газовых полостей. Указанные патрубки должны располагаться с учетом обеспечения легкого

доступа при выполнении монтажных работ.

7.1.1.22 Насос должен быть рассчитан на работу при величине СКЗ виброскорости

до 18 мм/с включительно в течение времени, соответствующему длительности пуска и

выхода насоса на заданный режим работы, но не менее 30 с.

7.1.1.23 Конструкция соединений деталей насоса, находящихся под давлением,

должна обеспечивать безопасность персонала при прорыве уплотнений и исключать

возможность раскрытия стыков с выбросом перекачиваемой жидкости в окружающую среду.

7.1.1.24 Показатели надежности насоса и его составных частей должны

соответствовать значениям, приведенным в таблице 4.

Т а б л и ц а 4 – Показатели надежности насоса и его составных частей № п/п Наименование показателя Значение

показателя Примечание

1 2 3 4 5 1 Наработка до Насос 50 000 –

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО





СТТ-23.080.00-КТН-240-14

11

№ п/п Наименование показателя Значение

показателя Примечание

1 2 3 4 5 2 отказа, ч, не

менее Подшипник 100 000

3 Торцовое уплотнение 24 000

4 Срок службы от начала эксплуатации до списания, лет, не менее 50 Определяется ресурсом

корпусных деталей 5 Время восстановления насоса, ч, не более 72 При наличии ЗИП 6

Периодичность проведения

работ, ч

Текущий ремонт 12 000

– 7 Средний ремонт 24 000 8 Капитальный ремонт 120 000

7.1.1.25 Гарантийный срок эксплуатации насоса должен составлять не менее

60 месяцев с даты поставки.

7.1.1.26 Габаритные и присоединительные размеры насосов – в соответствии с

приложением А. Масса насосов приведена в таблице 5. Изменения указанных параметров

(при технической необходимости) должны согласовываться с заказчиком.

7.1.1.27 Характеристики насосов со сменными роторами приведены в таблице 6.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


ПА

О «Транснефть»

Магистральны

й трубопроводный

транспорт нефти и неф

тепродуктов. Насосы

магистральны

е и подпорные усоверш

енствованные.

Специальны

е технические требования С

ТТ-23.080.00-КТН

-240-14

12

Т а б л и ц а 5 – Характеристики насосов типа BB1 №

п/п

Тип

насо

са

Типо

разм

ер

Под

ача,

м3 /ч

Нап

ор, м

Пре

дель

ное

давл

ение

, М

Па,

не

мене

е

Част

ота

вращ

ения

но

мина

льна

я, с

инхр

онна

я,

об/м

ин

Доп

уска

емы

й ка

вита

цион

ный

запа

с N

PSH

R, м

, не

боле

е

КП

Д, %

, не

мен

ее

Мощ

ност

ь, к

Вт,

не

бол

ее

Мас

са, к

г, н

е бо

лее

СК

З ви

брос

коро

сти

на

номи

наль

ном

реж

име,

мм

/с, н

е бо

лее

СК

З ви

брос

коро

сти

на

оста

льны

х ре

жим

ах

рабо

чего

диа

пазо

на,

мм/с

, не

боле

е

Уте

чка

чере

з упл

отне

ние

вала

, л/ч

, не

боле

е

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

1 Насос магистральный горизонтальный

10000-210 10000 210 7,5 3000 65 90 5468 15000 4,5 7,1 0,25


7000-210 7000 210 7,5 3000 52 90 3828 10000 4,5 7,1 0,25


3600-230 3600 230 7,5 3000 38 87 2230 7000 4,3 6,8 0,25


2500-230 2500 230 7,5 3000 32 86 1567 7000 4,0 6,3 0,25

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


ПА











ТТ-23.080.00-КТН

-240-14

13

Окончание таблицы 5 №

п/п

Тип

насо

са

Типо

разм

ер

Под

ача,

м3 /ч

Нап

ор, м

Пре

дель

ное

давл

ение

, М

Па,

не

мене

е

Част

ота

вращ

ения

но

мина

льна

я си

нхро

нная

, об

/мин

Доп

уска

емы

й ка

вита

цион

ный

запа

с N

PSH

R, м

, не

боле

е

КП

Д, %

Мощ

ност

ь, к

Вт,

не

бол

ее

Мас

са, к

г, н

е бо

лее

СК

З ви

брос

коро

сти

на

номи

наль

ном

реж

име,

мм

/с, н

е бо

лее

СК

З ви

брос

коро

сти

на

оста

льны

х ре

жим

ах

рабо

чего

диа

пазо

на, м

м/с,

не

бол

ее

Уте

чка

чере

з упл

отне

ние

вала

, л/ч

, не

боле

е

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14


1250-260 1250 260 7,5 3000 20 82 928 3500 3,6 5,7 0,25

6 Насос подпорный горизонтальный

2200-45 2200 45 1,6 1000 5,5 85 273 4850 3 4,5 0,25

7 Насос подпорный горизонтальный

1250-65 1250 65 1,6 1500 6,0 85 224 1200 3 4,5 0,25

П р и м е ч а н и я 1 Напор, допускаемый кавитационный запас NPSHR и КПД указаны с учетом перекачивания воды с кинематической вязкостью 110-6 м2/с. 2 Допускаемое производственное отклонение напора от 5 % до минус 3 % от номинального значения. 3 Масса является предпочтительным параметром, отступление согласовывается с заказчиком. 4 Значения мощности приведены с учетом значения плотности перекачиваемой нефти 860 кг/м3. 5 СКЗ виброскорости на номинальном режиме определяется в соответствии с ГОСТ 32601 в зависимости от потребляемой мощности насоса.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


14




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

Т а б л и ц а 6 - Параметры насосов со сменными роторами

№ п/п

Типоразмер насоса (Q – H)

Подача насосов со сменными роторами

Напор, м

Допускаемый кавитационный

запас, м, не более

КПД, %, не

менее

% от Qном м3/ч

1 2 3 4 5 6 7

1 1250-260 70 125

900 1565

255 260

16 26

80 79

2 2500-230 50 70 125

1250 1800 3150

220 225 220

25 27 38

81 83 83

3 3600-230 50 70 125

1800 2500 4500

220 225 220

33 35 45

81 84 83

4 7000-210 50 70 125

3500 5000 8750

200 210 210

42 45 60

82 86 86

5 10000-210 50 70 125

5000 7000 12500

205 210 210

45 60 97

81 85 88

П р и м е ч а н и я 1 Напор, допускаемый кавитационный запас и КПД указаны с учетом перекачивания воды с

кинематической вязкостью 110-6 м2/с. 2 Влияние вязкости нефти на КПД и напор насоса необходимо учитывать при велечине вязкости,

превышающей 610-6 м2/с. 3 Допускаемое производственное отклонение напора - от минус 3 % до 5 % от номинального

значения.

7.1.1.28 Насосы, типоразмеры которых отсутствуют в настоящем документе, должны

соответствовать ГОСТ 32601.

7.1.2 Технические параметры насоса 7.1.2.1 Характеристики насосов типа BB1 приведены в таблице 5.

7.1.2.2 Форма опросного листа горизонтальных двухопорных насосов приведена в

приложении Б. При заполнении опросного листа необходимо руководствоваться настоящим

документом. Отклонения параметров от настоящего документа должны указываться в

опросных листах при условии предварительного согласования с заводом-изготовителем.

7.1.2.3 Параметрические кривые насоса должны быть согласованы с заказчиком по

форме, приведенной на рисунке 1.

7.1.2.4 На параметрических кривых насоса должен быть указан рабочий диапазон.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


15




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

Q – подача, м3/ч; H – напор, м; η – КПД, %; P – мощность, кВт; а – рабочий диапазон, м3/ч; NPSHR (Δhд) – допускаемый кавитационный запас насоса, м

Рисунок 1 – Форма представления параметрических кривых насоса

7.1.3 Корпусные детали 7.1.3.1 Насосы должны устанавливаться на лапах. Габаритные размеры насосов

зависят от положения опорных лап. Расположение лап горизонтальных двухопорных насосов

приведено на рисунке А.1 (приложение А).

7.1.3.2 Корпус насоса, работающий под давлением, должен быть рассчитан на

предельное давление насоса, приведенное в таблице 5, при этом должен быть учтен припуск

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


16




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

не менее 3 мм на возможную коррозию корпуса в условиях эксплуатации, а также учтена

возможность увеличения предельного давления не менее чем на 5 % в соответствии с

7.1.1.14. Изготовителем может быть принято решение об альтернативном припуске на

коррозию, если в конструкции используются материалы обладающие соответствующей

коррозионной стойкостью и если их применение может привести к снижению затрат без

ущерба безопасности и надежности. Всасывающий патрубок насоса должен быть расположен

справа, а напорный – слева от вертикальной оси, если смотреть со стороны ЭД.

7.1.3.3 Корпус насоса должен выдерживать гидравлические испытания

давлением воды, превышающим предельное давление насоса в 1,5 раза.

7.1.3.4 Корпус насоса должен выдерживать совместное воздействие следующих

нагрузок:

- предельных (допустимых) нагрузок (силы и моменты) на патрубки насоса от

присоединяемых трубопроводов при их одновременном воздействии на оба патрубка;

- нагрузок от воздействия предельного давления и температуры;

- нагрузок от сейсмического воздействия (для насосов в сейсмостойком исполнении).

Работа насоса в указанных условиях не должна сопровождаться возникновением

утечек (за исключением торцового уплотнения) и внутреннего контакта между

вращающимися и неподвижными компонентами насоса.

7.1.3.5 Материалы насоса должны отвечать требованиям 7.4.

7.1.3.6 Отклонение от плоскостности плоскости разъема корпуса и крышки должно

составлять не более 0,04/1000 мм.


7.1.3.8 Использование резьбовых отверстий в деталях, работающих под давлением,

должно быть сведено к минимуму. Толщина металла между резьбовым отверстием и

полостью, работающей под давлением, должна составлять в самом тонком месте как

минимум половину величины номинального диаметра резьбового отверстия.

7.1.3.9 Для подъема верхней части корпуса должны быть предусмотрены

монтажные проушины или резьбовые отверстия для болтов с проушиной, имеющие

соответствующую маркировку для их однозначной идентификации. Методы подъема

собранного изделия должны определяться изготовителем в соответствии с ГОСТ 32601.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


17




СТТ-23.080.00-КТН-240-14


7.1.3.11 На лапах корпуса необходимо предусмотреть маркировку для контроля

осадки фундамента. Место выполнения маркировки должно соответствовать требованию по

возможности беспрепятственной установки инварной рейки в вертикальное положение.

Маркировка должна выполняться способом, обеспечивающим ее сохранность в течение

всего срока службы и позволяющим при последующих измерениях осадки фундамента

насоса однозначно определить место расположения отметки.


7.1.4 Патрубки и соединения корпуса, работающие под давлением 7.1.4.1 Присоединительные размеры катушек и другие конструктивные

соединительные элементы корпуса должны быть стандартными.

7.1.4.2 Соединения корпуса, кроме входного и напорного патрубков, должны иметь

диаметр не менее DN 20. Соединения для герметизированных промывочных трубопроводов,

трубопроводов выпуска воздуха и трубопроводов измерительных приборов могут иметь

диаметр, равный DN 15 независимо от размеров насосов.

7.1.4.3 Входной и напорный патрубки насоса должны иметь приварные катушки,

выполненные с кромками под приварку к подводящим трубопроводам. Диаметр, толщина

стенки и класс прочности подводящих трубопроводов должны указываться заказчиком в

опросных листах.

7.1.4.4 Приварные катушки должны представлять собой цилиндрическую или

коническую обечайку, выполненную вальцовкой из листовой стали либо из поковки. Один

конец катушки должен быть механически обработан для стыковки с торцом патрубка насоса,

а другой конец – для стыковки с присоединяемой трубой или деталью трубной обвязки.

Катушки, изготовленные из обечаек и поковок, должны быть термообработаны. Приварные

катушки должны иметь не более одного продольного шва.

7.1.4.5 Минимальная длина катушек должна быть: для патрубков диаметром до

DN 500 включительно – 250 мм, для патрубков диаметром более DN 500 – 400 мм.

Торцы приварных катушек должны иметь кромки как указано на рисунке 2. До

кумент

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


18




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

1,8 0,8+-

300-5º

а

Тип 1

Dн=

Dп=

Dтр

a

Dн=

Dп=

Dтр

Тип 2

35º-5º

B

R3 min

16º-5º

1,8±0,8

1,8 0,8+-20º-30º 30-40

R3 min

а

≥ 1,

5 а

Тип 3

Dн=

Dп=

Dтр

а – присоединительный размер трубы, детали;

В – высота фаски;

Dтр – диаметр присоединяемой трубы;

Dн – наружный диаметр детали;

Dп – присоединительный диаметр детали

Рисунок 2 – Форма обработки кромок приварных катушек

7.1.4.6 Размеры высоты фаски «В» приведены в таблице 7.

7.1.4.7 В зависимости от присоединительного размера труб и деталей следует

применять следующие типы кромок:

- присоединительный размер трубы, детали «а» до 15 мм – тип 1;

- присоединительный размер трубы, детали «а» свыше 15 мм – тип 2.

7.1.4.8 При выполнении приварной катушки из заготовки толщиной более

присоединительного размера труб и деталей следует выполнить внутреннюю проточку тип 3

(см. рисунок 2).

7.1.4.9 исключен. Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


19




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

Т а б л и ц а 7 – Размеры высоты фаски

В миллиметрах № п/п Толщина стенки присоединяемой трубы, детали Величина В

1 2 3 1 От 15,0 до 19,0 включ. 9±0,5

2 От 19,0 до 21,5 включ. 10±0,5

3 От 21,5 до 32,0 включ. 12±0,5

4 Более 32,0 16±0,5

7.1.5 Резьбовые соединения 7.1.5.1 Резьбовые детали должны соответствовать ГОСТ 8724, ГОСТ 24705,

ГОСТ 16093.

7.1.5.2 Для всех мест резьбовых соединений должны предусматриваться зазоры,

позволяющие использовать торцовые или накидные гаечные ключи. Для всех ответственных

соединений, в том числе работающих под давлением, должны применяться шпильки.

7.1.5.3 Крепежные детали (за исключением шайб и винтов со шлицевой головкой)

должны иметь маркировку, выполняемую ударным способом, с указанием класса прочности

материала и изготовителя, которая наносится на один конец шпилек диаметром не менее 10

мм и на головки болтов диаметром не менее 6 мм. Если имеющейся площади недостаточно,

обозначение завода-изготовителя должно наноситься на вворачиваемом конце шпильки, а

обозначение класса прочности материала – на противоположном конце шпильки.

7.1.5.4 Для корпусов, работающих под давлением крепеж должен быть диаметром не

менее 12 мм.

7.1.5.5 Все крепежные детали НА должны иметь метрическую резьбу.

7.1.6 Расчеты на сейсмическую стойкость 7.1.6.1 Производитель должен выполнить расчеты на сейсмостойкость согласно

требованиям ГОСТ 30546.1, ГОСТ Р 55722 [4] на допускаемые деформации и напряжения в

механических конструкциях. Требования по сейсмостойкости указаны в опросных листах.

Для заданных сейсмических нагрузок и анализа максимальных напряжений и деформаций в

корпусе, соединительных элементах, таких как крепеж корпуса насоса и рамы, штифты и

анкерные болты, использовать программу реализующую метод конечных элементов. В

качестве критериев допускаемых напряжений выбирать критерии ГОСТ Р 52857.1.

Проверять также деформации вала в области соединительной муфты и сравнить с

деформациями, разрешенными изготовителем муфты.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


20




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

7.1.6.2 Усилия на патрубки насоса должны быть приведены в локальных системах

координат элементов (патрубков), направление осей которых показано на рисунке 3.

Нагрузки от трубопроводов должны быть определены в опросных листах при условии

жесткого закрепления патрубков насоса.

1 – всасывающий патрубок;

2 – напорный патрубок;

а – ось вала

Рисунок 3 – Направление локальных осей патрубков насоса

7.1.7 Ротор и его составные детали 7.1.7.1 Рабочее колесо должно быть закрытого типа. Рабочие колеса должны иметь

массивные ступицы для увеличения жесткости. Соединение рабочего колеса с валом должно

выполняться с помощью шпоночных соединений.

7.1.7.2 Все шпоночные пазы должны иметь галтельные радиусы,

по ГОСТ 23360.


7.1.7.4 Значение допустимого крутящего момента, передаваемого концом вала

насоса во время работы, должно быть увеличено на коэффициент условий работы, который

учитывает «сервисный фактор» – характер нагрузки, тип ЭД и тип перекачиваемой

жидкости. Значение коэффициента условий работы должно быть не менее 1,25.

7.1.7.5 Жесткость вала должна обеспечивать ограничение деформации ротора во

избежание задира в щелевых уплотнениях рабочего колеса и повышения износа торцовых

уплотнений.

7.1.7.6 Разность коэффициентов линейного расширения деталей ротора,

устанавливаемых на вал, и самого вала не должна быть более 10 %. При необходимости

допускается стыковой осевой компенсирующий зазор между деталями ротора, определяемый

расчетным путем.

7.1.7.7 Радиальное биение вала под торцовыми уплотнениями ротора не должно

превышать значений:

- для вала с диаметром от 50 до 100 мм – 0,03 мм;

Y

Х Z

Z Х

Y

1

2

а

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


21




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

- для вала с диаметром более 100 мм – 0,05 мм.

Твердость вала в местах расположения подшипниковых опор должна быть не менее

45 HRC, на остальных поверхностях твердость должна определяться требованиями класса

прочности материала вала.

7.1.7.8 Радиальные рабочие зазоры щелевых уплотнений должны использоваться

для ограничения внутренних утечек и, при необходимости, для балансировки компенсации

осевого усилия. Лопасти рабочего колеса не должны использоваться для балансировки

осевых сил. Конструкцией корпуса насоса должна быть предусмотрена возможность

установки сменных колец щелевых уплотнений.

7.1.7.9 Поверхности деталей ротора (уплотнительные поверхности рабочего колеса,

защитных втулок и т.д.), вращающиеся относительно неподвижных деталей щелевых

уплотнений, при твердости как минимум одной поверхности менее 400 НВ должны

отличаться по твердости не менее чем на 50 НВ. Если твердости указанных деталей более

или равны 400 НВ, то обеспечение разности их твердостей не требуется.

7.1.7.10 Допуск несоосности роторов насоса и приводного устройства – не более 0,03

мм. Разрешается принимать допуск несоосности в соответствии с документацией

завода-изготовителя соединительной муфты.

7.1.8 Торцовое уплотнение 7.1.8.1 Насосы должны быть оснащены торцовыми уплотнениями и системами

промывки торцевых уплотнений.

7.1.8.2 Для горизонтальных подпорных насосов должны применяться одинарные

торцовые уплотнения патронного типа с дополнительным (резервным) уплотнением со

стороны атмосферы. Схема промывки торцовых уплотнений должна соответствовать схеме

31 по ГОСТ 32600.

7.1.8.3 Для горизонтальных магистральных насосов должны применяться двойные

торцовые уплотнения патронного типа. Система затвора торцовых уплотнений должна

соответствовать схеме 53B по ГОСТ 32600 и монтироваться на фундаментной раме насоса

или на единой раме агрегата. По требованию заказчика допускается применять одинарные

торцовые уплотнения патронного типа с дополнительным (резервным) уплотнением со

стороны атмосферы и схемой промывки 31 по ГОСТ 32600».

7.1.8.4 Допускаемая величина утечки через одно торцовое уплотнение насоса

указана в таблице 5.

7.1.8.5 Торцовые уплотнения насоса должны быть рассчитаны:

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


22




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

- на работу при максимальном давлении в насосе, соответствующем предельному

давлению насоса;

- на испытания пробным давлением для насоса в сборе при гидравлических

испытаниях;

- на работу при минимальном давлении, соответствующем допускаемому

кавитационному запасу NPSHR;

На месте эксплуатации насос в сборе должен допускать гидравлические испытания

совместно с прилегающими трубопроводами на прочность пробным давлением воды,

превышающим предельное давление в 1,25 раза, в течение времени не менее 24 ч и на

герметичность пробным давлением воды равным предельному в течение времени не менее

12 ч.

7.1.8.6 Конструкцией трубопроводной обвязки насоса должен быть предусмотрен

герметичный сбор и отвод утечек в общий коллектор, закрепленный на раме насоса.

Попадание утечек нефти и нефтепродуктов в окружающую среду не допускается.

7.1.8.7 Торцовые уплотнения и уплотнительные элементы перед отгрузкой должны

быть чистыми и готовыми к эксплуатации.

7.1.8.8 Конструкция торцовых уплотнений насоса должна обеспечивать возможность

их монтажа без проведения операций, связанных с регулировкой положения ротора насоса в

осевом направлении.

7.1.8.9 Требования к системе затворной жидкости для двойных торцовых

уплотнений приведены в 7.2.

7.1.9 Требования к динамическим характеристикам насоса 7.1.9.1 Критическая частота вращения ротора, обусловленная его изгибными

колебаниями, должна быть минимум на 20 % выше номинальной частоты его вращения. Для

обеспечения нормальной работы насоса при наиболее напряженных динамических режимах

во всем рабочем диапазоне подач жесткость вала должна ограничивать его общий прогиб до

50 % номинальной величины радиальных зазоров в щелевых уплотнениях.

7.1.9.2 Расчеты критической частоты ротора и жесткости вала должны выполняться

как при номинальных, так и при увеличенных вдвое зазорах щелевых уплотнений рабочего

колеса.

7.1.9.3 Анализ собственных свободных крутильных колебаний должен выполняться

изготовителем, несущим комплексную ответственность за насос в соответствии

с ГОСТ 32601.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


23




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

7.1.9.4 СКЗ виброскорости должно измеряться в полосе частот от 10 до 1000 Гц на

корпусах подшипниковых опор по трем взаимно перпендикулярным осям. СКЗ

виброскорости на корпусах подшипниковых опор насоса в штатных режимах работы не

должны превышать значения, приведенные в таблице 5.

7.1.9.5 Насосы с переменной частотой вращения должны работать во всем

установленном диапазоне частот вращения без превышения допустимых значений вибрации,

установленных в настоящем документе.

7.1.9.6 Ротор насоса должен быть динамически отбалансирован в двух плоскостях.

При выполнении балансировки пустующие шпоночные пазы должны быть заполнены

полушпонками. Допускается не проводить балансировку тех деталей, которые при

балансировке ротора являются плоскостями коррекции. Балансировку детали допускается

проводить в одной плоскости (статическая балансировка), если отношение наружного

диаметра детали к ее ширине больше или равно шести.

7.1.9.7 Последовательность действий по сборке и балансировке ротора должна

соответствовать ГОСТ 31320. При балансировке на роторе не должны быть установлены

полумуфта насоса и вращающиеся детали торцевых уплотнений.

7.1.9.8 Класс точности балансировки ротора должен быть G2,5 по

ГОСТ ИСО 1940-1.



7.1.10 Подшипники и корпуса подшипников 7.1.10.1 Вал насоса должен поддерживаться двумя радиальными подшипниками и

одним осевым (упорным) подшипником.

7.1.10.2 В качестве радиальных опор должны использоваться:

- для горизонтальных магистральных насосов – гидродинамические подшипники

скольжения с принудительной смазкой от внешней маслосистемы;

- для горизонтальных подпорных насосов – подшипники качения.

7.1.10.3 Осевые силы должны быть разгружены гидравлически, путем применения в

конструкции насоса колеса двухстороннего входа, остаточные осевые усилия должны

восприниматься у горизонтальных магистральных насосов сегментным упорным

подшипником скольжения, у горизонтальных подпорных насосов – радиально-упорным

подшипником качения. Корпус подшипника должен выполняться с горизонтальным

разъемом.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


24




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

7.1.10.4 Подшипники скольжения должны быть разъемными для облегчения сборки,

с точным посадочным отверстием, типа подшипников скольжения со вкладышами, залитыми

баббитом. Подшипники должны оснащаться штифтами, предотвращающими проворот, и

принудительно крепиться в осевом направлении.

7.1.10.5 Вкладыши подшипников должны находиться в корпусах с осевым разъемом,

их конструкция должна предусматривать замену без демонтажа любой части корпуса.

7.1.10.6 Подшипники должны проектироваться так, чтобы исключить установку в

обратном направлении или верхней стороной вниз.

7.1.10.7 Конструкция подшипниковых опор должна быть выполнена таким образом,

чтобы при сборке и разборке, а также замене торцовых уплотнений центровка корпуса

подшипника сохранялась.

7.1.10.8 Корпуса подшипников должны оснащаться сменными уплотнениями

лабиринтного типа в местах, где вал проходит через корпус подшипникового узла.

Манжетные уплотнения не должны использоваться. Уплотнения должны быть изготовлены

из неискрообразующих материалов. Конструкция уплотнений должна эффективно сохранять

масло в корпусе и предотвращать попадание посторонних материалов в корпус.

7.1.10.9 Корпуса подшипников с осевым разъемом должны иметь соединение

«металл-металл». Половины корпуса центрируются с помощью цилиндрических штифтов.

7.1.10.10 Конструкция подшипниковых узлов насоса должна исключать повреждение

или снижение ресурса подшипника при остановке (выбеге) насоса.

7.1.10.11 Корпуса смазываемых под давлением гидродинамических подшипников

должны быть такими, чтобы минимизировать пенообразование.

7.1.10.12 Должно обеспечиваться достаточное охлаждение, включая допуск на зазор:

для поддержания температуры масла и подшипника на основе установленных рабочих

условий и температуры окружающего воздуха, равной 43 °C:

- температура выпуска масла – не более 70 °С;

- температура металла подшипника – не более 93 °C.

7.1.10.13 Упорные подшипники должны подбираться по размеру для непрерывной

работы во всех штатных режимах и соответствовать следующим требованиям:

а) все нагрузки должны определяться при одинарных и двойных расчетных

внутренних зазорах;

б) осевые усилия, передаваемые через упругие муфты, должны рассчитываться с

учетом предельно допустимых деформаций в соответствии с указаниями изготовителя муфт;

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


25




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

в) упорные подшипники должны обладать полной нагрузочной способностью, при

изменении направления вращения ротора насоса.

Если двигатель на роликовых подшипниках (без упорного подшипника)

непосредственно соединен с валом насоса через муфту, следует считать, что передаваемая

муфтой осевая нагрузка равна максимальной осевой нагрузке двигателя.

7.1.10.14 Упорные подшипники скольжения должны быть многосегментными,

покрытыми антифрикционным слоем, залитыми баббитом или иным антифрикционным

материалом. Эти подшипники рассчитываются на одинаковую максимально допустимую

нагрузку в обоих направлениях для постоянной смазки под давлением. Подшипники с обеих

сторон должны быть типа подшипников с плавающими сегментами, имеющими функцию

самоустанавливания, благодаря чему каждый сегмент несет одинаковую долю осевой

нагрузки при незначительных изменениях в толщине сегмента.

7.1.10.15 Упорные диски должны быть заменяемыми. Они должны устанавливаться

на вал с натягом для предотвращения колебаний и осевых перемещений.

7.1.10.16 Шероховатость поверхности обеих сторон упорных колец не должна

превышать 0,4 мкм. После установки полные осевые биения на любой стороне не должны

превышать 13 мкм.

7.1.10.17 Упорные подшипники скольжения должны быть рассчитаны на

максимальную постоянную приложенную нагрузку согласно 7.1.10.14. При этой нагрузке и

соответствующей скорости вращения значения параметров, указанных ниже, должны

определяться следующим образом:

а) минимальная толщина масляной пленки – 6 мкм;

б) максимальное удельное давление (нагрузка, деленная на площадь) – 3500 кПа;

в) максимальная расчетная температура поверхности баббита 130 °С.


7.1.10.19 Упорные подшипники скольжения должны размещаться так, чтобы имелась

возможность провести центровку каждого ротора относительно корпуса и установить зазоры

или предварительное нагружение подшипника.

7.1.10.20 Однорядные шарикоподшипники должны иметь внутренний радиальный

зазор согласно группе 6 по ГОСТ 24810 [2]. Однорядные и двухрядные подшипники не

должны иметь канавок для ввода тел качения. Запрещается использовать неметаллические и

облегченные обоймы. Изготовитель должен гарантировать, что величины роста температуры

и вибрации подшипников соответствуют требованиям настоящего документа.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


26




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

7.1.10.21 Упорные шарикоподшипники должны быть парными, однорядными, с

контактом под углом 40° (0,7 рад) радиально-упорного типа с обоймами, прошедшими

механическую обработку. Подшипники должны устанавливаться по спаренной схеме.

Необходимость в создании зазора или предварительной нагрузки должна определяться

изготовителем в соответствии с назначением и требованиями к сроку эксплуатации

подшипников, устанавливаемыми настоящим документом.

7.2 Система затворной жидкости 7.2.1 Насосы, оснащенные двойными торцовыми уплотнениями, должны

поставляться с системой затворной жидкости торцового уплотнения, в составе: резервуар

затворной жидкости, оборудование для поддержания избыточного давления в системе

(насосы, пневмоаккумуляторы, запорная и предохранительная арматура, теплообменный

аппарат, с воздушным охлаждением затворной жидкости), трубопроводы обвязки,

обеспечивающие избыточное давление в камере системы затворной жидкости, а также

теплообменника с принудительным охлаждением и автоматического блока пополнения.

7.2.2 Теплообменник с принудительным воздушным охлаждением должен

представлять собой сдвоенную вертикальную форму с горизонтальной подачей воздуха с

одним вентилятором. Трубопроводы и коллекторы должны быть выполнены из

нержавеющей стали.

7.2.3 Автоматический блок пополнения должен представлять собой устройство для

подачи затворной жидкости под давлением из резервуара затворной жидкости в

трубопроводы системы затвора и служит для поддержания установленного давления и

возмещения утечек через уплотнение с поддержанием давления затвора.

7.2.4 Автоматический блок пополнения должен состоять из:

- резервуара (с уровнемером);

- насосов (два независимых дозировочных плунжерных электронасоса с контролем

давления в контуре циркуляции, каждый насос должен быть оборудован фильтром на линии

всасывающего патрубка и перепускным клапаном, напорный патрубок насоса

присоединяется к общей линии через обратный клапан и задвижку);

- контура обвязки (пневмоаккумулятора, перепускного клапана, запорной арматуры

для дренажа).

7.2.5 Все детали контура циркуляции затворной жидкости должны быть выполнены

из нержавеющей стали.

7.2.6 В качестве затворной жидкости должна применяться дистиллированная вода.

7.2.7 Требование к дистиллированной воде приведены в таблице 8.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


27




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

Т а б л и ц а 8 – Требование к дистиллированной воде

№ п/п Наименование показателя Значение

показателя 1 2 3

1 Массовая концентрация остатка после выпаривания, мг/дм3, не более 5

2 Массовая концентрация аммиака и аммонийных солей NH4, мг/дм3, не более 0,02

3 Массовая концентрация нитратов (NО3), мг/дм3, не более 0,2 4 Массовая концентрация сульфатов SO4, мг/дм3, не более 0,5 5 Массовая концентрация хлоридов Сl, мг/дм3, не более 0,02 6 Массовая концентрация алюминия Аl, мг/дм3, не более 0,05 7 Массовая концентрация железа Fe, мг/дм3, не более 0,05 8 Массовая концентрация кальция Сa, мг/дм3, не более 0,8 9 Массовая концентрация меди Сu, мг/дм3, не более 0,02 10 Массовая концентрация свинца Рb, %, не более 0,05 11 Массовая концентрация цинка Zn, мг/дм3, не более 0,2

12 Массовая концентрация веществ, восстанавливающих КМnО4 (O), мг/дм3, не более 0,08

13 рН воды От 5,4

до 6,6

14 Удельная электрическая проводимость при 20 °С, См/м, не более 5·10-4

7.3 Система смазки 7.3.1 Обеспечение смазки подшипников насосов предусматривается

централизованной маслосистемой. В состав поставки насоса централизованная маслосистема

не входит. По требованию заказчика может быть предусмотрена поставка насоса в комплекте

с индивидуальной системой смазки, что указывается в Опросном листе.

7.3.2 При поставе насоса с индивидуальной маслосистемой, по согласованию между

изготовителем и заказчиком, может быть предусмотрена возможность поставки насоса с

маслонасосом с приводом от вала насоса.

7.3.3 В обвязке насоса, в пределах рамы, подключения к подшипниковым узлам

должны производиться способом, исключающим передачу вибрации от насоса к

вспомогательным трубопроводам.

7.3.4 Подключение маслопроводов маслосистемы к патрубкам маслосистемы насоса

должно осуществляться с использованием фланцевых соединений. Ответные фланцы

должны входить в комплект поставки насоса.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


28




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

7.3.5 Рекомендации по объему и давлению жидкой смазки для маслоснабжения

подшипников насоса, рекомендуемые диаметры дроссельных шайб должны быть

предоставлены заводом-изготовителем насоса в составе руководства по эксплуатации.

7.3.6 Необходимо предусмотреть наличие индикаторов потока на линии слива масла

от подшипниковых узлов насоса, обеспечивающих возможность визуального контроля

потока масла.

7.3.7 При применении радиальных подшипников качения, предусматривается

жидкостная картерная или консистентная смазка, отвечающая следующим требованиям:

- срок службы консистентной смазки (промежуток времени, по прошествии которого

требуется новая смазка) должен оцениваться с использованием метода, рекомендованного

изготовителем подшипников, или с использованием альтернативного метода, одобренного

заказчиком;

- не должна использоваться консистентная смазка, если оцененный срок ее службы

составляет менее 2000 ч;

- если оцененный срок службы консистентной смазки составляет более 2000 ч, но

менее 25000 ч, то должны быть созданы условия для замены смазки подшипников в процессе

эксплуатации, а также для эффективного удаления старой или избыточной консистентной

смазки. Изготовитель должен рекомендовать заказчику, через какой промежуток времени

следует провести повторную смазку;

- если оцененный срок службы консистентной смазки составляет более 25000 ч, то

питатели консистентной смазки или любая другая система для введения смазки в процессе

эксплуатации могут не устанавливаться.

7.3.8 При применении индивидуальной системы смазки, маслосистема должна

состоять из маслобака с внутренними перегородками, с установленной на крышке

фильтрующей сеткой для пополнения масла и сапуном, из трех маслонасосов для

перекачивания масла, из двух маслоохладителей (один основной, один резервный) с

теплообменником и вентилятором, из двух фильтров (один основной, один резервный).

Трубопроводы, соединяющие маслосистему с насосом в поставку не входят. Поставщик

предоставляет принципиальную схему обвязки маслосистемы с насосом c указанием

установочных и присоединительных размеров, диаметрами присоединительных

трубопроводов и согласовывает ее с заказчиком.

7.3.9 Вспомогательные маслонасосы (один основной, один резервный)

предназначены для подачи масла в систему маслоснабжения на период пуска и останова

насоса, до развития основным маслонасосом требуемого давления. Основной насос должен

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


29




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

обеспечивать требуемую подачу и давление в диапазоне скорости вращения вала насоса от

1500 до 3000 об/мин.

7.3.10 Необходимо предусмотреть байпасную линию, которая обеспечит постоянное

заполнение маслом всасывающей и нагнетательной линии основного маслонасоса при

работе вспомогательного маслонасоса.

7.3.11 В маслобаке необходимо предусмотреть наличие заборного устройства для

отбора проб масла.

7.3.12 Материал маслобака, арматуры, трубопроводов, корпусов маслофильтров –

нержавеющая сталь.

7.3.13 Фланцевые соединения должны быть оснащены шунтирующими перемычками

медным многопроволочным гибким изолированным проводом сечением не менее 16 мм2.

7.3.14 В конструкции маслосистемы должны быть учтены мероприятия по

недопущению течи смазочного масла по валу, как на работающем, так и на остановленном

насосе, при проектировании необходимо учесть совместную работу трубопроводов подачи и

слива масла.

7.3.15 Конструкция маслосистемы должна обеспечивать отсутствие давления паров

масла.

7.3.16 Производитель должен гарантировать безаварийный выбег ротора с

максимального числа оборотов с учетом воздействия передаваемого перекачиваемой средой

без принудительной смазки.

7.3.17 Исполнение ЭД маслонасосов по взрывозащите – 2EхdIIAT3 или 2EхdIIВT3

(при перекачивании светлых нефтепродуктов) по ГОСТ 31441.1, вид защиты маслонасосов и

всего электрооборудования индивидуальной маслосистемы – IP65 по ГОСТ 30852.0.

7.3.18 исключен.

7.3.19 Маслосистема должна быть поставлена со штатными шайбами ограничения

потока.

7.3.20 Маслосистема должна быть оснащена воздушным охладителем с исполнением

по взрывозащите не ниже 2EхdIIAT3 или 2EхdIIВT3 (при перекачивании светлых

нефтепродуктов) по ГОСТ 31441.1 и для размещения в зонах класса В-1а (зоны,

расположенные в помещениях, в которых при нормальных режимах работы взрывоопасные

смеси горючих газов или паров легковоспламеняющихся жидкостей не образуются, а

возможны только в результате аварий или неисправностей), устанавливаемым внутри здания

магистральной насосной станции.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


30




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

7.3.21 Принципиальная схема маслосистемы может быть изменена только после

согласования с заказчиком.

7.3.22 Необходимо предусмотреть использование всех смазочных материалов и

технических жидкостей производства Российской Федерации.

7.3.23 Применяемое масло должно иметь характеристики не хуже приведенных в

таблице 9.

Т а б л и ц а 9 – Характеристики масла

№ п/п Наименование показателя

Значение показателя

Маслосистема насоса

Маслосистема гидромуфты

1 2 3 4

1 Кинематическая вязкость при 40 °С, мм2/с От 41,4 до 50,6

От 28,8 до 35,2

2 Индекс вязкости, не менее 95 95

3 Температура вспышки в открытом тигле, °С, не ниже 200 195

4 Температура застывания, °С, не выше Минус 10 Минус 15

5 Кислотное число, мг КОН на 1 г масла От 0,04 до 0,07

От 0,04 до 0,07

6 Массовая доля серы, %, не более 0,45 0,45

7 Массовая доля механических примесей, %, не более Отсутствие Отсутствие

8 Массовая доля воды, %, не более Отсутствие Отсутствие 9 Цвет, единицы ЦНТ, не более 1,5 1,5 10 Время деэмульсации, с, не более 180 180

11 Наличие водорастворимых кислот и щелочей Отсутствие Отсутствие

12 Плотность при 20 °С, кг/м3, не более 900 900

13 Коррозионное воздействие на сталь, степень коррозии Отсутствие Отсутствие

14 Коррозионное воздействие на пластинку из меди марки М2 по группе, не более 1 1

15

Стабильность против окисления при температуре 150 °С, 16 ч и расходе кислорода 3 дм3/ч

Кислотное число, мг КОН/г, не более

0,15

0,15

Массовая доля осадка, %, не более 0,01 0,01

Летучие кислоты, мг КОН/г, не более 0,15 0,15

16 Окислительные характеристики – кислотное число после 2000 ч испытания, мг КОН/г, не более

2,0 2,0

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


31




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

Окончание таблицы 9

№ п/п Наименование показателя

Значение показателя

Маслосистема насоса

Маслосистема гидромуфты

1 2 3 4

17

Склонность к пенообразованию/стабильность пены, см3, не более, при температуре

24 °С

0/0 0/0 94 °С

24 °С после испытания при 94 °С

18 Класс чистоты, не более 11 11

19 Время деаэрации при температуре 50 °С, с,

не более 180 180

П р и м е ч а н и е – Допускается замена масел на аналоги, имеющие сходные свойства.

7.4 Материалы 7.4.1 Материалы должны соответствовать требованиям нормативных документов на

соответствующие марки материалов. Соответствие материалов требованиям нормативных

документов должно подтверждаться сертификатами качества или протоколами испытаний

изготовителя по методике, предусмотренной в нормативных документов на

соответствующий материал.

7.4.2 Использование материалов, поступивших без оригиналов сертификатов

качества (паспортов) или копий, заверенных поставщиком материала, для изготовления

основных деталей насосов (корпус, крышка корпуса, рабочее колесо, вал, основные

расчетные крепежные детали, катушки) не допускается. Сертификаты качества должны быть

на русском языке или иметь перевод на русский язык.

7.4.3 Механические характеристики и химический состав материалов должны быть

подтверждены сертификатами качества изготовителя металла.

7.4.4 При неполноте данных, приведенных в сертификате качества (паспорте),

применение материалов допускается только после проведения заводом-изготовителем

насосов необходимых испытаний и исследований, подтверждающих соответствие

материалов требованиям нормативных документов.

7.4.5 Материалы, полуфабрикаты и комплектующие изделия должны подвергаться

входному контролю по ГОСТ 24297.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


32




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

7.4.6 Материалы деталей насосов должны быть подобраны с учетом параметров и

условий эксплуатации.

7.4.7 Корпусные детали насосов, воспринимающие давление рабочей среды

и разделяющие рабочую и окружающую среду, должны изготавливаться

из низколегированных или хромистых сталей, обеспечивающих качественную сварку

патрубков (катушек, ответных фланцев) насосов с трубопроводом в полевых условиях.

При наличии дополнительных требований, указанных при заказе, корпусные детали,

крепежные детали, катушки должны изготавливаться из коррозионностойкой стали.

7.4.8 Материалы корпусных деталей должны иметь содержание серы не более

0,02 % и фосфора не более 0,02 %.

7.4.9 Значения эквивалента углерода [С]Э корпусных деталей, изготовленных из

низколегированных или хромистых сталей, не должно превышать 0,43.

Величина эквивалента углерода [С]Э определяется по формуле

[С]Э ,15

NiСu5

VMoСr6

MnС

(1)

где C, Mn, Cr, Mo, V, Cu, Ni − массовые доли в стали соответственно углерода, марганца,

хрома, молибдена, ванадия, меди, никеля в процентах.

Медь, никель, хром, содержащиеся в сталях как примеси, при расчете [С]Э

не учитывать, если их суммарное содержание не превышает 0,20 %. При этом величина

эквивалента углерода должна определяться по формуле

[С]Э ,5

VMo6

MnС (2)

Если в сертификате качества на материал не установлено содержание каких-либо

элементов, включенных в формулу (1), необходимо проводить дополнительный анализ

химического состава металла с целью определения всех данных для расчета [С]Э.

Фактическое значение [С]Э должно быть указано в паспорте на насос.

7.4.10 Группа поковок основных деталей должна соответствовать группе II/III/IV по

ГОСТ 8479 для низколегированных сталей и группе II/III/IV по ГОСТ 25054 для

коррозионно-стойких сталей.

7.4.11 Объем и уровень контроля механических свойств устанавливаются в

конструкторской документации. Механические свойства материала основных деталей,

сварных швов, а также мест исправления дефектов методом сварки и зоны термического

влияния после окончательной термической обработки приведены в таблице 10.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


33




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

Т а б л и ц а 10 – Механические свойства материала

№ п/п Наименование Твердость

Предел текучести σТ (σ0,2),

МПа, не менее

Ударная вязкость KCV-40, Дж/см2, не менее

Минимальное значение угла

изгиба

1 2 3 4 5 6

1 Корпус, крышка

Низкоуглероди-стая сталь

200 НV10, не более

250 24,5

Низколегирован-ная сталь

240 НV, не более

Коррозионно-стойкая сталь

В соответствии с конструк-

торской документацией

2 Колесо рабочее 300 24,5

3 Направляющий аппарат – 300 – –

4 Вал 550 –

5 Щелевые уплотнительные кольца – 550 – –

6 Втулки вала – 440 –

7 Корпусные шпильки 655 –

8 Корпусные гайки 640 –

9

Материал сварных швов, места исправ-

ления заваркой и зоны терми-ческого влия-

ния

Для сварки низкоугле-родистой

стали


–

120° при от-сутствии

трещин или надрывов длиной

более 12,5 % от его

ширины, но не более 3

мм

Для сварки низколеги-рованной стали


Коррози-онностой-кая сталь

В соответствии с

конструкторской

документацией П р и м е ч а н и е – Требования к ударной вязкости предназначены для выбора материала и являются

справочными для климатического исполнения УХЛ4 по ГОСТ 15150.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


34




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

7.4.12 Временное сопротивление разрыву материала сварных швов должно быть не

ниже минимального значения временного сопротивления разрыву материла детали по

нормативному документу для свариваемых марок сталей.

7.4.13 Материалы крепежных деталей должны выбираться с коэффициентом

линейного расширения, близким по значению к коэффициенту линейного расширения

материала фланца. При этом разница в значениях коэффициентов линейного расширения не

должна превышать 10 %.

7.4.14 Гайки и шпильки для соединений, работающих под давлением, должны

изготавливаться из сталей с разной твердостью так, чтобы твердость гаек была ниже

твердости шпилек не менее чем на 15 НВ.

Крепежные детали для соединений, работающих под давлением, должны иметь

маркировку, нанесенную ударным способом, позволяющую определить принадлежность к

поставляемой (изготавливаемой) партии.

7.4.15 Крепежные детали для соединений, работающих под давлением (как

собственного производства, так и поставляемых по договору субподряда), должны

подвергаться входному контролю, в том числе:

- определение твердости (в объеме не менее 1 % от каждой

поступившей/изготавливаемой партии крепежных изделий, но не менее 2 шт.);

- проведение химического анализа (в объеме не менее 1 % от каждой

поступившей/изготавливаемой партии крепежных изделий, но не менее 2 шт.).

7.4.16 Материалы должны быть стойкими к рабочей среде и окружающим условиям.

Скорость коррозии материала корпуса и сварных швов должна быть не более 0,1 мм/год.

7.4.17 Отливка рабочего колеса должна производиться из низколегированной или

хромистой стали. Сталь должна применяться в термически обработанном состоянии.

Механически обработанные поверхности щелевых уплотнений рабочих колес должны быть

выполнены с дополнительным упрочнением - закалкой или другим способом. Качество

литых и механически обработанных поверхностей отливок должно соответствовать

требованиям принятых нормативных документов. Качество литых поверхностей,

оцениваемых с помощью ВИК, должно соответствовать утвержденному эталону качества.

Механически обработанные поверхности должны контролироваться методом ПВК. Трещины

и протяжные индикаторные следы не допускаются. Дополнительно должна

контролироваться ударная вязкость материала отливки.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


35




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

7.4.18 Для изготовления щелевых уплотнительных колец должны использоваться

поковки из хромистой стали по ГОСТ 25054 с дополнительным упрочнением - закалкой или

иным способом. Твердость должна контролироваться у каждой детали.

7.4.19 Для изготовления защитных втулок (гильз) вала должны использоваться

поковки и прокат из хромистых сталей по ГОСТ 25054 или ГОСТ 5949. Должна

контролироваться твердость деталей после окончательной термообработки на предмет

соответствия конструкторской документации.

7.4.20 Прокладка разъема «корпус – крышка» должна быть изготовлена из

маслобензостойких материалов, не содержащих асбест, работоспособных во всем интервале

рабочих давлений и температур перекачиваемой среды и окружающего воздуха.

Производитель не должен устанавливать ограничений в части указания завода-изготовителя

прокладочных материалов и резинотехнических изделий, необходимо представить

характеристики прокладочных материалов заказчику для рассмотрения возможности

производства их на территории Российской Федерации

7.4.21 Для изготовления вала необходимо использовать заготовки в виде поковок

группы IV по ГОСТ 8479 или сортового проката по ГОСТ 4543 после дополнительной

термообработки на соответствующую категорию прочности. Отбор образцов для

механических испытаний, их типы, количество и определяемые характеристики должны

соответствовать ГОСТ 8479. Каждая заготовка вала должна контролироваться методом

ультразвукового контроля согласно ГОСТ 24507.

7.5 Маркировка 7.5.1 Насос должен иметь маркировку, расположенную на видном месте и

нанесенную способом, обеспечивающим ее сохранность на протяжении всего назначенного

срока службы.

7.5.2 Маркировка насоса должна содержать:

- наименование страны-изготовителя;

- номер изделия;

- номер модели и типоразмер;

- заводской номер насоса;

- номинальная подача;

- номинальный напор;

- предельное давление;

- дата выпуска месяц/год;

- давление гидравлического испытания корпуса;

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


36




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

- номинальную частоту вращения;

- идентификационный номер изготовителей подшипников;

- масса насоса.

7.5.3 Маркировка должна быть на русском языке.

7.5.4 Кроме заводской таблички, заводской номер насоса должен маркироваться на

корпусе насоса.

7.5.5 На видном месте насоса должны быть указано направления вращения ротора

насоса стрелкой (отлитой или прикрепленной), окрашенной в красный цвет RAL 3020 по

RAL [5].

7.5.6 Маркировочные таблички и указатели направления вращения (при наличии)

должны быть изготовлены из аустенитной нержавеющей стали или медно-никелиевого

сплава (эквивалента Монель). Крепежные болты должны быть из того же материала, что и

таблички. Приварка как метод крепления табличек запрещена.

7.6 Основные точки присоединения и границы поставки насоса Точки присоединения и границы поставки горизонтального насоса:

- катушка всасывающего патрубка насоса (патрубок насоса при поставке без

катушек);

- катушка напорного патрубка насоса (патрубок насоса при поставке без катушек);

- ответный фланец продувочного клапана;

- фланцы линии подвода масла для смазки подшипников на фундаментной раме

насоса с ответными фланцами;

- фланцы отвода масла для смазки подшипников на фундаментной раме насоса с

ответными фланцами;

- фланцы подачи масла на отдельно стоящей маслосистеме с ответными фланцами;

- фланцы слива масла на отдельно стоящей маслосистеме с ответными фланцами;

- точки заземления на фундаментных рамах;

- фланцы трубопроводов слива с поддонов фундаментных рам после запорных

органов;

- подсоединение трубопроводов отводов запирающей жидкости от торцовых

уплотнений к линии отвода утечек после запорных органов.

7.7 Комплектность поставки горизонтального насоса 7.7.1 Комплексность поставки:

а) насос;

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


37




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

б) одинарные торцовые уплотнения картриджного типа по ГОСТ 32600 с

дополнительным (резервным) уплотнением со стороны атмосферы или двойные торцовые

уплотнения патронного типа;

в) система затвора торцовых уплотнений, смонтированная на раме (для двойных

торцовых уплотнений);

г) упругая пластинчатая электроизолированная муфта между насосом и приводным

устройством с искробезопасным ограждением, сигнализацией;

д) маслосистема, необходимая для подачи масла в подшипники насоса и ЭД (при

поставке с индивидуальной маслосистемой);

е) воздушный теплообменный аппарат охлаждения масла смонтированный на

отдельной раме в пределах здания насосной станции (при поставке с индивидуальной или

общей маслосистемой);

ж) фундаментная рама (по условиям поставки);

и) вспомогательная трубная обвязка, состоящая из:

- трубной обвязки торцовых уплотнений и системы затвора из нержавеющей

стали (для двойных торцовых уплотнений);

- трубопроводов подачи и отвода масла для смазки подшипников из

нержавеющей стали;

- ответных фланцев для вспомогательных трубопроводов;

к) анкерные болты и крепеж насоса к раме;

л) комплект ЗИП;

м) техническая документация на русском языке. Перечень поставляемой

документации приведен в 7.10.

При поставке насоса, в комплект поставки должна входить муфта соединительная,

включая полумуфту со стороны ЭД.

7.7.1а Комплект ЗИП насоса должен включать:

- щелевые уплотнительные кольца – 4 комплекта;

- радиальный подшипник – 1 комплект;

- осевой (упорный) подшипник – 1 комплект;

- торцовое уплотнение в сборе – 1 шт.;

- защитные гильзы вала – 1 комплект;

- контактная пара торцового уплотнения – 2 комплекта;

- резиновые уплотнительные кольца для насоса (в том числе торцовых

уплотнений) – 1 комплект;

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


38




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

- уплотнительные прокладки, в том числе разъема корпуса насоса – 5 комплектов;

- приспособления для съема деталей ротора – 1 комплект.;

- приспособления для установки проставки упругой пластинчатой муфты –

1 комплект».

«7.7.1б Комплект ЗИП для КИПиА насоса должен включать:

- датчик виброскорости – 1 шт.;

- датчик температуры опорного подшипника со стороны муфты – 1 шт.;

- датчик температуры опорного подшипника со стороны свободного конца вала –

1 шт.;

- датчик осевого смещения – 1 шт.;

- датчик температуры упорного подшипника – 1 шт.;

- датчик температуры нефти на выходе из насоса – 1 шт.;

- сигнализатор утечек одинарного торцового уплотнения – 1 шт.;

- сигнализатор снятия ограждения муфты – 1 шт.

7.7.2 Окончательная комплектность поставки устанавливается в опросных листах.

7.8 Вспомогательное оснащение 7.8.1 Электродвигатель ЭД или ЧРП в составе НА поставляется по отдельному заказу и техническим

требованиям.

7.8.2 Преобразователь частоты Преобразователь частоты для ЭД с ЧРП поставляется по отдельному заказу и

техническим требованиям.

7.8.3 Гидромуфта

Гидравлическая муфта поставляется по отдельному заказу и техническим


7.8.4 Муфта 7.8.4.1 Муфты и защитные ограждения между насосом и приводным устройством

должны поставляться и монтироваться изготовителем насосов.

7.8.4.2 Соединительная муфта должна быть упругой пластинчатой в

взрывобезопасном исполнении с проставкой, электроизолированной.

7.8.4.3 Монтаж полумуфт на вал насоса – по конической посадке, без применения

нагрева. От осевых перемещений полумуфта насоса должна фиксироваться гайкой, от

угловых перемещений – шпоночным соединением.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


39




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

7.8.4.4 Полумуфта с цилиндрическим посадочным отверстием должна поставляться

со скользящей посадкой на вал и установочными винтами, которые переносят нагрузку на

шпонку и должны позволять регулировать осевое положение муфты в полевых условиях без

нагревания.

7.8.4.5 Соединительная муфта должна иметь конструкцию, которая обеспечивает

удержание проставки в случае разрушения пакетов упругих пластин.

7.8.4.6 Пластины должны быть выполнены из коррозионностойкого материала.

Остальные детали муфты должны быть выполнены из углеродистых и/или легированных

сталей. Осевая сила для соединительной муфты должна вычисляться, исходя из ее

максимально допустимой деформации.

7.8.4.7 Критическая частота вращения проставки в собранной муфте, обусловленная

изгибными колебаниями, должна быть минимум на 20 % выше номинальной частоты

вращения муфты.

7.8.4.8 Фактическая осевая жесткость и собственная частота осевых колебаний

муфты должны определяться путем ее испытания в области осевых деформаций от нуля до

максимальных допустимых значений. Осевые усилия для муфты должны определяться

исходя из ее максимально допустимой деформации, разрешаемого изготовителем муфты.

7.8.4.9 Каждая муфта должна иметь защитное ограждение, заменяемое без

демонтажа деталей и отвечающее следующим требованиям:

а) ограждать муфту и валы для защиты персонала от контакта с вращающимся

деталями при эксплуатации оборудования; размеры зоны доступа должны отвечать

требованиям соответствующих стандартов;

б) изготавливаться с запасом прочности (жесткости), достаточным для

противостояния статической нагрузке 900 Н и точечной статической нагрузке в любом

направлении без контакта ограждения с вращающейся деталью;

в) изготавливаться из листа (сплошного или перфорированного), пластины или

цельнотянутой металлической сетки; перфорированные отверстия в ограждении не должны

превышать 10 мм, использование плетеных проволочных сеток запрещается;

г) изготавливаться из стали, латуни и неметаллических (полимерных) материалов.

7.8.4.10 Класс точности балансировки муфты должен быть G6,3 по


7.8.5 Рама 7.8.5.1 Конструкция рамы насоса должна обеспечивать необходимую жесткость на

изгиб и кручение, требуемую точность установочных поверхностей и простоту монтажа.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


40




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

7.8.5.2 Конструкция рамы должна обеспечивать беспрепятственный доступ ко всем

узлам и составным частям НА, подлежащим при эксплуатации осмотрам, техническому

обслуживанию и ремонту.

7.8.5.3 На раме в местах установки ЭД должны быть предусмотрены монтажные

площадки, механически обработанные с учетом установки наборов центровочных пластин,

толщиной не менее 0,3 мм и не более 13 мм не более 3 шт. под каждой лапой. Площадки

должны превосходить по площади лапы ЭД, включая размеры центровочных пластин,

которые должны выступать не менее 5 мм за наружные края лап ЭД.

7.8.5.4 Все сварные соединения рамы должны осуществляться посредством

непрерывного сварного шва для предотвращения щелевой коррозии. Прерывистая сварка,

верхняя или нижняя, не допускается.

7.8.5.5 Нижняя часть рамы между элементами конструкции должна быть открытой.

Необходимо обеспечить доступ цементного раствора в места, располагаемые под всеми

элементами, несущими нагрузку. Дно рамы должно располагаться в одной плоскости, чтобы

использовать один горизонтальный фундамент.

7.8.5.6 К нижней части рамы под опорами насоса и ЭД должны привариваться

поперечные ребра жесткости, и их форма должна обеспечивать возможность полного

заполнения цементным раствором.

7.8.5.7 Рама должна иметь, как минимум, одно отверстие для цементирования

площадью не менее 125 см2 и диаметром не менее 75 мм в каждой секции с перегородками.

Эти отверстия должны располагаться так. чтобы обеспечить заполнение всей полости под

опорной плитой без образования воздушных карманов.

7.8.5.8 Наружные поверхности рамы, контактирующие с цементным раствором,

должны быть подвергнуты пескоструйной обработке, с последующим нанесением на эти

поверхности грунтовочного покрытия.

7.8.5.9 Крепление рамы к фундаменту должно обеспечиваться анкерными болтами.

7.8.5.10 На раме насоса должно быть нанесено покрытие против скольжения.

7.8.5.11 Конструкция поддона рамы должна соответствовать типу b по ГОСТ 32601.

7.8.5.12 Фундамент под насос/НА должен обеспечивать работоспособное состояние

оборудования.

7.8.6 Требования к контрольно-измерительным приборам и автоматике горизонтального насоса 7.8.6.1 КИП и А должны соответствовать требованиям ОТТ-17.020.00-КТН-253-10 и

РД-35.240.50-КТН-109-17.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


41




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

7.8.6.2 Для контроля параметров, обеспечивающих защиту насоса, на нем должны

быть предусмотрены датчики в соответствии с РД-35.240.50-КТН-109-17.

7.8.6.3 Объем автоматизации насоса (перечень параметров контроля и алгоритмы

защиты) должен соответствовать РД-35.240.50-КТН-109-17.

7.8.6.4 КИП и А должны проходить оценку соответствия требованиям технических

регламентов Таможенного союза в форме обязательного подтверждения соответствия:

сертификации или декларирования о соответствии.

7.8.6.5 Информация о применяемых средствах измерения должна быть внесена в

Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений. Средства

измерения должны иметь сертификат об утверждении типа и методики поверки,

установленные в приложении (описание типа средств измерения) к данному сертификату и

оформленные в соответствии с действующими нормами и правилами.

7.8.6.6 Насос должен оснащаться стационарными датчиками контроля вибрации

подшипниковых узлов. На корпусах подшипниковых узлов насоса должны быть

предусмотрены площадки размером не менее 40×40 мм для установки датчиков вибрации.

Места размещения датчиков на корпусах подшипников насоса определяются в соответствии

с требованиями РД-35.240.50-КТН-109-17.

7.8.6.7 Интенсивность вибрации определяется по уровню СКЗ виброскорости,

измеренному в диапазоне частот от 10 до 1000 Гц.

7.8.6.8 Конструкция насоса должна предусматривать установку датчиков измерения

частоты вращения вала насоса, оснащенных частотными выходами или имеющих цифровой

интерфейс. Датчики должны обеспечивать погрешность не более 1 об/мин.

7.8.6.9 Каждый подшипниковый узел насоса должен быть оснащен датчиком

контроля температуры. Конструкция насоса должна предусматривать монтаж/демонтаж

датчиков температуры без разборки основных узлов насосов.

7.8.6.10 Насос должен оснащаться датчиками контроля утечек перекачиваемой среды

из узлов торцовых уплотнений. Допустимая величина внешней утечки перекачиваемой

среды через одно торцовое уплотнение должна соответствовать приведенным в таблице 5.

При применении в конструкции насоса двойных торцовых уплотнений датчик контроля

утечек не предусматривается.

7.8.6.11 КИП и А должны монтироваться в условиях завода-изготовителя и

оснащаться соединительными коробками. Все клемные соединения, кабельные линии

должны быть маркированы заводом-изготовителем.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


42




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

7.8.6.12 Прокладка кабельных линий от КИП и А должна осуществляться в кабельных

лотках (коробах) до соединительной коробки, устанавливаемой на корпусе насоса.

7.8.6.13 Броня кабелей должна подсоединяться к системе уравнивания потенциалов в

устройствах кабельного ввода.

7.8.6.14 Соединительные коробки должны иметь внешний болт заземления для

подключения к контуру заземления.

7.8.6.15 Клемные зажимы в соединительных коробках должны быть рассчитаны на

подключение жил сечением до 2,5 мм2. Подключение кабелей к клемным зажимам должно

выполняться под пружинный зажим.

7.8.6.16 Все соединительные коробки должны располагаться справа, если смотреть на

НА со стороны насоса и должны быть смонтированы в заводских условиях.

7.8.6.17 Комплектно поставляемые КИП и А устанавливаются в заводских условиях и

должны быть подключены к клеммам.

7.8.6.18 Для подключения КИП и А насоса к соединительным коробкам должны быть

использованы контрольные экранированные кабели. Контрольные кабели от

вибропреобразователей, датчиков осевого смещения ротора насоса, датчиков частоты

вращения вала, датчиков температуры подшипников насоса должны быть проложены в

кабельные короба в заводских условиях. Длина комплектных кабелей для подключения

должна быть заложена с учетом прокладки в кабельных коробах от мест штатной установки

КИП и А.

7.8.7 Вспомогательные трубопроводы и системы 7.8.7.1 Вспомогательные системы определяются как системы трубопроводов,

используемые для:

а) вспомогательных технологических жидкостей;

б) смазочного масла.

в) системы охлаждения затворной жидкости торцовых уплотнений.

7.8.7.2 Системы трубопроводов, при поставке с насосом, должны быть полностью

собранными и установленными. Если это требование не выполнимо при отправке и

погрузке/разгрузке, по согласованию с заказчиком возможна альтернативная сборка и

отгрузка отдельно.

7.8.7.3 В местах присоединения вспомогательных трубопроводов к насосу должны

применяться фланцевые соединения.

7.8.7.4 Применение резьбовых (муфтовых) соединений не допускается.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


43




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

7.8.7.5 Для трубопроводов подачи масла необходимо применять фланцы с выступом

и впадиной. Применение плоских фланцев не допускается.

7.8.7.6 Для обеспечения свободной выемки ротора из корпуса насоса

вспомогательные трубопроводы не должны располагаться над крышкой корпуса насоса.

7.8.7.7 Фланцевые соединения должны быть оснащены шунтирующими

перемычками медным многопроволочным гибким изолированным проводом сечением не

менее 16 мм2.

7.8.7.8 Трубопроводы обвязки насоса с температурой поверхности выше 45 °С в

местах обслуживания должны быть в теплоизоляции.

7.8.7.9 Вспомогательные трубопроводы должны быть очищены и промыты от

механических примесей в условиях завода-изготовителя.

7.8.7.10 Присоединение вспомогательных трубопроводов должно выполняться

способом, исключающим передачу вибрации насоса на соединения вспомогательных

трубопроводов.

7.8.7.11 Резьбовые соединительные детали должны соответствовать ГОСТ 8724,

ГОСТ 24705, ГОСТ 16093.


позволяющие использовать торцовые или накидные гаечные ключи. Для всех соединений

должны применяться шпильки.

7.8.7.13 исключен

7.8.7.14 Для корпусов или соединений под давлением крепеж должен быть диаметром

не менее 12 мм.

7.8.7.15 Все крепежные детали насосного агрегата должны иметь метрическую

резьбу.

7.9 Дополнительные требования 7.9.1 Общие данные 7.9.1.1 исключен.

7.9.1.2 Перед изготовлением насоса изготовитель должен согласовать с заказчиком

техническую документацию согласно 7.10.

7.9.1.3 Поставщик оборудования до начала проведения пуско-наладочных работ

должен провести обучение персонала заказчика безопасной эксплуатации и техническому

обслуживанию и ремонту поставленного оборудования, в том числе вспомогательного.

Программа должна быть согласована с заказчиком.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


44




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

7.9.1.4 Предусмотреть использование всех смазочных и технических жидкостей

производства Российской Федерации.

7.9.1.5 Должны использоваться средства измерений, прошедшие метрологическую

проверку и/или калибровку.

7.9.2 Требования к наружным АКП насосов 7.9.2.1 Общие технические требования к АКП – в соответствии с ОТТ-25.220.01-

КТН-097-16.

7.9.2.2 АКП должно соответствовать категории С3, группе II (умеренный

макроклиматический район по ГОСТ 16350, срок службы АКП – не менее 20 лет) в

соответствии с ОТТ-25.220.01-КТН-097-16.

7.9.2.3 Гарантийный срок службы АКП – не менее 10 лет.

7.9.2.4 Система АКП, применяемая для АКЗ надземных трубопроводов, конструкций

и оборудования, должна быть включена в Реестр ОВП.

7.9.2.5 Требования к нанесению АКП – в соответствии с ОТТ-25.220.01-КТН-097-16.

7.9.2.6 Корпусы насоса окрашиваются синим цветом (RAL 5005). Боковая

поверхность фланца разъема «крышка-корпус» насосов, а также боковые поверхности

присоединительных фланцев насосов окрашиваются в красный цвет (RAL 3020). Крышка

вентилятора двигателей окрашивается в желтый цвет (RAL 1023), рама – серый (RAL 7000).

Гидромуфты и мультипликаторы окрашиваются в синий цвет (RAL 5005).

7.9.3 Контроль отвержденного АКП 7.9.3.1 Контроль отвержденного АКП осуществляют после его полного отверждения.

Методы контроля – в соответствии с ОТТ-25.220.01-КТН-097-16. Показатели качества АКП,

определяющие его прочность, приведены в таблице 11.

Т а б л и ц а 11 – Показатели качества АКП, определяющие его прочность № п/п

Наименование показателя (характеристики)

Значение показателя (содержание характеристики)

1 2 3

1 Внешний вид АКП

Однородная поверхность без видимых дефектов: пропуски, потеки, наплывы, шагрень, кратеры, поры, пузыри не допускаются.

Количество твердых включений – не более 1 шт./дм2, размер включений – не более 1,0 мм, расстояние между включениями – не менее 10 мм. Цвет по RAL [5] должен соответствовать значению, заявленному в технической документации на АКП.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


45




СТТ-23.080.00-КТН-240-14


2 Толщина АКП, мкм

Согласно технической документации на АКП. Средний показатель толщины на

контролируемом участке должен соответствовать требованиям технической документации на АКП. Допускается снижение толщины в отдельных точках измерения на 20 % от номинальной при условии, что средний показатель на контролируемом участке будет больше или равен номинальной толщине АКП. Допустимые максимальные значения толщины определяются технической документацией на АКП, но не должны превышать двукратного значения номинальной толщины АКП

3 Диэлектрическая сплошность АКП1), В/мкм, не менее 6

4 Адгезия методом Х-образного надреза, балл 4А; 5А

5 Адгезия методом решетчатых надрезов, балл 0; 1

6 Адгезия методом отрыва «грибка»

6.1 Показатель адгезии, МПа, не менее 2,5

6.2 Характер отрыва «грибка» при показателе адгезии

от 2,5 до 3,5 МПа Отсутствие адгезионного или межслойного отрыва

от 3,5 до 5 МПа

Не более 50 % адгезионного или межслойного отрыва

более 5 МПа Характер отрыва не нормируется

1 ) Значение электрического напряжения при контроле диэлектрической сплошности АКП составляет не менее 1000 В на всю толщину АКП.

7.9.3.2 Внешний вид АКП контролируют визуально на 100 % поверхности согласно

таблице 11.

7.9.3.3 Контроль цветового решения выполняется визуально, путем сравнения с

эталонной шкалой RAL [5].

7.9.3.4 Толщину отвержденного АКП измеряют магнитным толщиномером,

с точностью ±5 %.

7.9.3.5 Измерение толщины производят в каждой зоне. Зоной измерения считается

участок контролируемой поверхности площадью 0,5 м2. В каждой зоне выполняется не менее

трех измерений толщины АКП, рассчитывается среднее значение толщины.

7.9.3.6 Диэлектрическую сплошность контролируют на 100 % поверхности

конструкций.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


46




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

7.9.3.7 Адгезию АКП определяют в соответствии с ОТТ-25.220.01-КТН-097-16

методом решетчатого надреза – при суммарной толщине АКП до 250 мкм включительно,

методом Х-образного надреза – при толщине АКП свыше 250 мкм или методом нормального

отрыва – при любой толщине АКП.

7.9.3.8 Измерение адгезии проводят выборочно на нескольких изделиях от партии.

Объем выборки должен быть указан в технологической карте на окраску.

7.9.3.9 За результат измерений принимают наименьшее значение.

7.9.3.10 Показатели диэлектрической сплошности и адгезии должны

соответствовать требованиям таблицы 11.

7.9.4 Упаковка, транспортирование и хранение 7.9.4.1 Упаковку следует выбирать в зависимости от конструктивных особенностей

изделий, условий хранения, транспортирования и сроков сохраняемости.

7.9.4.2 Условия хранения:

- насос (включая вспомогательные системы) – под навесом при температуре воздуха

от минус 60 °С до 40 °С;

- инструменты и приспособления – не отапливаемое хранилище при температуре от

минус 60 °С до 40 °С;

- ЗИП – отапливаемое хранилище при температуре от 5 °С до 40 °С.

7.9.4.3 Условия транспортирования: насос и вспомогательные системы – при

температуре окружающей среды от минус 60 до 40 °С.

7.9.4.4 Перед хранением или отправкой заказчику насос должен быть

законсервирован. Консервация и упаковка должны обеспечивать сохранность насоса в

течение всего установленного срока транспортирования и хранения.

7.9.4.5 Допускаемый срок хранения в консервации завода-изготовителя – не менее

2 лет.

7.9.4.6 Методы и материалы, применяемые при консервации, должны обеспечивать

возможность расконсервации без разборки насоса и его составных элементов.

7.9.4.7 Оборудование должно быть подготовлено для перевозки внутри страны.

Такая подготовка предполагает подготовку оборудования к хранению вне помещения на

период не менее 6 месяцев без предэксплуатационного демонтажа за исключением

возможных случаев проверки подшипников и уплотнений. Подготовка к длительному

хранению или экспортной поставке должна осуществляться поставщиком/изготовителем по

согласованным процедурам.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


47




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

7.9.4.8 Оборудование должно быть подготовлено к отгрузке после завершения всех

испытаний и проверок, а также после приемки его покупателем.

7.9.4.9 При необходимости следует блокировать роторы. Блокированные роторы

должны быть идентифицированы посредством бирок, выполненных из коррозионностойких

материалов, прикрепляемых проволокой из нержавеющей стали.

7.9.4.10 Внутренние поверхности корпусов подшипников и детали маслосистем,

изготовленные из углеродистой стали, должны быть покрыты маслорастворимыми

антикоррозионными средствами, совместимыми со смазочным маслом.

7.9.4.11 Узлы подшипников должны быть полностью защищены от попадания влаги и

грязи. Если пакеты с кристаллами испаряемого ингибитора устанавливаются в больших

полостях, то они должны прикрепляться в доступном месте для облегчения их удаления.

Если возможно, пакеты должны устанавливаться в проволочной клетке, прикрепляемой к

крышкам фланцев. Местоположение пакетов должно указываться на бирках, выполненных

из коррозионностойких материалов, прикрепляемых с использованием проволоки из


7.9.4.12 На наружные поверхности, кроме механически обработанных поверхностей

должно быть нанесено одно покрытие из стандартной краски изготовителя. Краска не

должна содержать свинца или хроматов. Детали из нержавеющей стали не должны

окрашиваться.

7.9.4.13 Наружные механически обработанные поверхности кроме поверхностей из

коррозионностойкого материала, должны быть покрыты антикоррозионными средствами.

7.9.4.14 Отверстия фланцев должны быть оснащены металлическими крышками

толщиной не менее 5 мм с эластомерными прокладками, а также как минимум, четырьмя

болтами, диаметр которых должен соответствовать диаметру отверстий под крепежные

детали. Для отверстий под крепежные шпильки для крепления крышек должны быть

использованы все необходимые шпильки.

7.9.4.15 Отверстия, которые были скошены для сварки, должны быть оснащены

крышками, предназначаемыми для предотвращения попадания посторонних материалов и

повреждения скоса.

7.9.4.16 Открытые концы валов и муфты сцепления валов должны быть обработаны

смазкой ПВК по ГОСТ 19537 и упакованы с использованием водонепроницаемой

прессуемой парафинированной бумаги.

7.9.4.17 Трубные соединения вспомогательных систем, предусмотренные на

поставляемом оборудовании, должны быть проштампованы или снабжены бирками с

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


48




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

данными, соответствующими данным таблицы соединений изготовителя или монтажному

чертежу. Должны быть указаны режимы работы и обозначения соединений.

7.9.4.18 Точки строповки и монтажные петли должны четко идентифицироваться.

7.9.4.19 Оборудование должно идентифицироваться с указанием индивидуальных и

заводских номеров. Материалы, отгруженные по отдельности, должны идентифицироваться

посредством надежно прикрепленных коррозионностойких металлических бирок, на

которых указаны деталь и сеpийный номер оборудования. для которого они

предназначаются. Упакованное оборудование должно отгружаться с двумя упаковочными

листами, один из которых находится внутри транспортировочного контейнера, а второй

прикрепляется к его наружной поверхности.

7.9.4.20 Изготовитель должен обеспечить заказчика инструкциями по подготовке к

хранению оборудования, направленной на обеспечение его целостности на месте работы

перед пуском.

7.9.4.21 Горизонтальные насосы вместе со всеми приводами и вспомогательными

устройствами должны отгружаться в сборе, за исключением нижеуказанных случаев.

7.9.4.22 Горизонтальные приводы массой более 200 кг после заводского монтажа и

центровки могут отсоединяться и поставляться отдельно, но в одной партии с насосом.

7.9.4.23 Элементы металлических сетчатых фильтров должны очищаться и

переустанавливаться до отгрузки. Неметаллические фильтры поставляются и

устанавливаются в неиспользованном состоянии.

7.9.4.24 В руководстве по эксплуатации должен быть указан порядок, методика

периодичность и материалы, используемые при переконсервации насоса.


7.9.4.26 Одна копия инструкций изготовителя должна упаковываться и

транспортироваться вместе с оборудованием.


7.9.4.28 Насосы и вспомогательные устройства должны перевозиться полностью в

собранном виде.

7.9.4.29 Проставки муфты с крепежными элементами, а также другие изделия, такие

как шайбы ограничения потока, которые не являются сборочной частью насоса, должны

паковаться в отдельные ящики, снабжаться бирками и надежно крепиться к основанию.

7.9.4.30 Транспортировка отдельно других главных компонентов насоса должна

осуществляться по согласованию с заказчиком.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


49




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

7.9.4.31 Используемые ингибиторы ржавчины должны растворяться маслом и быть

совместимыми с перекачиваемыми жидкостями.

7.9.5 Требования к специальному инструменту Применяемый инструмент и приспособления должны быть выполнены из материалов,

не дающих искрообразования или иметь не искрящие покрытия, например, на основе медных

сплавов.

7.10 Перечень поставляемой документации 7.10.1 Заверенный компоновочный чертеж насоса с размерами, включающий

следующее:

- габаритный размер насоса и его составляющих, схема расположения основных и

вспомогательных систем, местоположение всех соединений заказчика (предоставляется в

сроки указанные в контракте);

- приблизительные общая и поднимаемые массы; общие размеры, зазоры для

технического обслуживания и демонтажа (предоставляется в сроки указанные в контракте);

- высота центральной оси вала и оси присоединяемых трубопроводов

(предоставляется в сроки указанные в контракте);

- размеры фундаментных рам насоса, включая вспомогательные системы, с

указанием диаметров, количества и местоположения анкерных болтов, а также анкерных

колодцев (предоставляется в сроки указанные в контракте);

- подробности заливки раствором (предоставляется в сроки указанные в контракте);

- допустимые усилия и моменты для патрубков всасывания и напора


- схема строповки всех элементов насоса, включая центры тяжести и точки

строповочных элементов (предоставляется в сроки указанные в контракте);

- данные по выверке и центровке вала (предоставляется в сроки указанные в

контракте);

- направление вращения насоса, если смотреть со стороны ЭД (предоставляется в

сроки указанные в контракте).

7.10.2 Чертежи насоса в разрезе и перечни материалов.

7.10.3 Чертеж уплотнения вала и перечни материалов.

7.10.4 Чертеж и перечни материалов муфты вала, включая допустимые допуски

рассогласования и стиль ограждения муфты.



Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


50




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

7.10.7 Гидравлическая схема, компоновочный чертеж и ведомость материалов

системы смазочного масла, включая следующее:

- расходы, температуру и давление масла в каждой точке использования

(предоставляются в сроки указанные в контракте);

- настройки управления, сигнализации и отключение давление и рекомендуемые

температуры (предоставляются в сроки указанные в контракте);

- требования, предъявляемые к службам, включая подачу электроэнергии, воды и

воздуха (предоставляются в сроки указанные в контракте);

- размеры труб, материал труб, тип присоединения, тип арматуры и клапанов

(предоставляются в сроки указанные в контракте);

- измерительные приборы, предохранительные устройства, схемы управления и

монтажные схемы (предоставляются в сроки указанные в контракте);

- размеры и местоположения всех точек присоединения к трубопроводам заказчика,

местоположения измерительных приборов, соединительных коробок (предоставляется в

сроки указанные в договоре).


7.10.9 Чертежи и данные компонентов системы смазочного масла, включая

следующее:

- насосы и приводы;

- охладители, фильтры и резервуары;

- измерительные приборы;

- список запасных деталей и рекомендации;

- схемы управления и монтажные схемы (предоставляются в сроки указанные в

контракте).






7.10.15 Заверенные данные гидростатических испытаний корпусных деталей,

работающих под давлением, и насоса в сборе.

7.10.16 Сертификаты материалов: физические и химические данные продавца из

заводских протоколов (или паспортов) для деталей работающих под давлением, рабочих

колес и валов.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


51




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

7.10.17 Промежуточные отчеты с подробным описанием причин любых задержек:

эти отчеты должны включать графики инженерно-технических разработок, графики закупок,

изготовления и испытаний для всех главных компонентов. Для каждого главного пункта

графика должны указываться планируемые и реальные даты и процентная готовность.

7.10.18 Режимы сварки, результаты неразрушающего контроля.

7.10.19 Данные эксплуатационных испытаний: заверенные заводские журналы

эксплуатационных испытаний, записи данных заводских испытаний (которые продавец

должен хранить в течение не менее 20 лет, считая от даты отгрузки), продавец перед

отгрузкой должен представлять заказчику заверенные копии данных по испытаниям.

7.10.20 Данные и протоколы дополнительных испытаний (любые другие испытания,

согласованные между продавцом и заказчиком).

7.10.21 Заверенные данные балансировки ротора насоса.

7.10.22 исключен

7.10.23 Таблицы данных, характеризующие работу насоса:

- таблицы данных о шумах;

- исполнительные зазоры.

7.10.24 Свидетельства (сертификаты) об утверждении типов средств измерений.

7.10.25 Декларация о соответствии технического устройства требованиям

технических регламентов таможенного союза на насос.

7.10.26 Сертификаты соответствия требованиям технических регламентов

таможенного союза на торцовые уплотнения насосов, покупное оборудование системы

смазки насосов, систему затворной жидкости.

7.10.27 Сертификаты качества всех используемых резинотехнических изделий.

7.10.28 При отсутствии в поставке специального инструмента и приспособлений -

технические условия на их изготовление.

7.10.29 Руководства, включающие инструкции по монтажу, эксплуатации и

техническому обслуживанию. Каждое руководство должно состоять из следующих разделов:

- монтаж;

- эксплуатация;

- демонтаж и сборка;

- эксплуатационные кривые для основного и сменных роторов;

- вибрационные данные;

- исполнительные данные;

- чертежи и данные.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


52




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

7.10.30 Раздел «Монтаж» должен содержать:

- хранение и транспортировка (предоставляется в сроки указанные в контракте);

- фундамент;

- заливка;

- методики установки оборудования, оснастки, массы компонентов и схемы

подъема;

- центровка и подливка рамы (предоставляется в сроки указанные в контракте);

- рекомендации по присоединению трубопроводов (предоставляется в сроки

указанные в контракте);

- общий компоновочный чертеж насоса, включая местоположения анкерных болтов,

всех соединений в зоне ответственности поставщика оборудования (предоставляется в сроки


- зазоры для демонтажа.

7.10.31 Раздел «Эксплуатация» должен содержать:

- запуск, включая испытания и проверки перед запуском;

- методики выполнения регламентных работ;

- рекомендации по смазочному маслу.

7.10.32 Раздел «Демонтаж и сборка» должен содержать:

- ротор в корпусе насоса (предоставляется в сроки указанные в контракте);

- подшипники скольжения;

- упорные подшипники (включая зазор и предварительное нагружение

роликоподшипников);

- уплотнения;

- упорные кольца, если поставляются;

- допустимый износ рабочих зазоров;

- посадки и зазоры (предоставляется в сроки указанные в контракте);

- методики и интервалы регламентных профилактических работ.

7.10.33 Раздел «Эксплуатационные кривые для основного и сменных роторов»

должен содержать, представленные на совмещенном графике:

- зависимость напора насоса от подачи, с указанием зоны допустимых рабочих подач

насоса при изменении частоты вращения ротора (от номинальной до минимально

допустимой частоты вращения), образующую поле допустимых рабочих точек насоса по

напору и подаче (предоставляется в сроки указанные в контракте после испытаний);

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


53




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

- зависимость КПД от подачи при номинальной частоте вращения (предоставляется

в сроки указанные в контракте);

- зависимость мощности на валу насоса от подачи (предоставляется в сроки


- зависимость допустимого кавитационного запаса NPSHR от подачи


- диаметр рабочих колес основного и сменных роторов (предоставляется в сроки

указанные в контракте).

7.10.34 Раздел «Вибрационные данные» должен содержать:

- данные вибрационного анализа;

- анализ поперечных критических скоростей поперечных колебаний;

- анализ несбалансированного демпфированного отклика.

- анализ критических скоростей вращения.

7.10.35 Раздел «Исполнительные данные» должен содержать:

- таблицы исполнительных данных;

- исполнительные зазоры;

- таблицы данных по шумам;

- эксплуатационные данные.

7.10.36 Раздел «Чертежи и данные» должен содержать:

- заверенный компоновочный чертеж насоса с размерами и перечнем соединений, со

схемой расположения основного и вспомогательного оборудования, допустимых нагрузок на

патрубки, указанием границ поставки (предоставляется в сроки указанные в контракте);

- чертежи поперечных сечений и список материалов;

- чертеж уплотнения вала и список материалов;

- чертеж расположения системы подачи смазочного масла и список соединений и

ведомость материалов (предоставляется в сроки указанные в контракте);

- задание на фундамент с указанием статических и динамических нагрузок на

фундамент с расположением фундаментных и установочных болтов (предоставляется в


- гидравлическая схема системы подачи смазочного масла с расположением

измерительных приборов. Подтверждение параметров применяемого смазочного масла

соответствующих опросному листу (предоставляется в сроки указанные в контракте);

- гидравлическая схема, компоновочный чертеж и ведомость материалов системы

затвора торцовых уплотнений, включая тип блокировочной жидкости (с подтверждением

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


54




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

параметров, указанных в опросном листе на насос), давление, размеры труб, материал труб,

тип присоединения, тип арматуры и клапанов, измерительные приборы и размеры отверстий


- чертеж расположения электрики и измерительных приборов и список соединений;

- сборочный чертеж муфты и список материалов;

- схемы главных и вспомогательных уплотнений и список материалов;

- схемы и списки материалов систем охлаждения и нагрева, включая охлаждающую

или нагревающую среду, потоки жидкости, давление, размеры труб и клапанов,

измерительные приборы, схемы управления, монтажные схемы и размеры отверстий

(предоставляются в сроки указанные в контракте).

- рекомендованные запасные детали;

- методики консервации, упаковки и транспортировки элементов насоса


8 Насосы вертикальные полупогружные двухкорпусные 8.1 Конструкция

8.1.1 Общие требования 8.1.1.1 Оборудование, включая все вспомогательные системы, должно

проектироваться для установки в указанных климатических условиях окружающей среды на

объекте заказчика. Изготовитель должен дать рекомендации относительно защиты

оборудования, необходимой на месте эксплуатации (т. е. подготовка оборудования к

эксплуатации в зимних условиях при низкой температуре окружающей среды или защита от

чрезмерной влажности, запыленности или коррозии и т. д.). Данные требования указываются

в руководстве по эксплуатации.

8.1.1.2 Насос должен представлять собой двухкорпусной вертикальный насос типа

VS6 или VS7 с торцевым разъемом по ГОСТ 32601.

8.1.1.3 Количество и тип рабочих колес определяет изготовитель в зависимости от

требуемых расходно-напорных характеристик.

8.1.1.4 Рабочая среда – товарная нефть с параметрами, приведенными в таблице 12 и

светлые нефтепродукты с параметрами, приведенными в таблице 13.

Т а б л и ц а 12 – Параметры товарной нефти № п/п Параметр Значение показателя

1 2 3 1 Температура, С От минус 10 до 50 2 Кинематическая вязкость, м2/с От 510-6 до 30010-6

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


55




СТТ-23.080.00-КТН-240-14


3 Плотность при 20 С, кг/м3 От 830 до 900 4 Давление насыщенных паров, кПа, не более 66,7

5

Содержание примесей

Массовая доля серы, %, не более 3,5

6 Массовая доля парафина, %, не более 7,0

7 Массовая доля механических примесей, %, не более

0,05

8 Максимальный линейный размер механических примесей твердостью до 7 по шкале Мооса, мм

4

9 Массовая доля воды, %, не более 5,0

10 Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более 900

11 Массовая доля сероводорода, млн.-1, (ppm), не более

100

12 Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн.-1, (ppm), не более

100

П р и м е ч а н и е – Допускается работа насосов на других товарных нефтях по согласованию между заводом-изготовителем и заказчиком.

Т а б л и ц а 13 − Параметры светлых нефтепродуктов № п/п Параметр Значение показателя

1 2 3 1 Температура, С От минус 15 до 50 2 Кинематическая вязкость, м2/с От 0,510-6 до 50,010-6 3 Плотность, кг/м3 От 700 до 900 4 Давление насыщенных паров, кПа, не более 93,3

5 Содержание примесей

Массовая доля серы, %, не более

0,2

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,05

Максимальный линейный размер механических примесей твердостью до 7 по шкале Мооса, мм

0,2

П р и м е ч а н и е – Допускается работа насосов на других товарных нефтепродуктах по согласованию между изготовителем и заказчиком.

8.1.1.5 Насосы различаются по назначению их использования:

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


56




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

- подпорный – для обеспечения необходимого подпора перед магистральными;

- наливной – для обеспечения налива нефти и нефтепродуктов на наливных

сооружениях;

- внутрипарковой перекачки – для перекачки нефти и нефтепродуктов внутри

резервуарного парка.

8.1.1.6 Насосы вертикальные в зависимости от сейсмичности района размещения по

шкале MSK – 64 [1], должны изготавливаться в двух исполнениях:

- несейсмостойкое (С0) для районов с сейсмичностью до 6 баллов включительно; - сейсмостойкое (С) для районов с сейсмичностью от 6 до 9 баллов включительно. 8.1.1.7 К насосам предъявляются требованию по допустимым нагрузкам на

патрубки. Конкретные величины нагрузок на входной и напорный патрубки в рабочих

условиях указываются в опросных листах на насос.

8.1.1.8 Климатическое исполнение насосов должно соответствовать установке на

открытой площадке с температурой окружающего воздуха: от минус 60 С до 40 С.

Относительная влажность окружающего воздуха при температуре 25 °С не более

100 %.

8.1.1.9 Высота установки насоса над уровнем моря – до 1000 м и по специальному

заказу (определяется требованием к комплектуемому ЭД) до 1500 м.

8.1.1.10 Насосы должны иметь рабочий диапазон от 50 % до 120 % значения

номинальной подачи насоса.

8.1.1.11 Номинальная подача должна быть в пределах от 80 % до 110 % подачи

соответствующей максимальному КПД насоса.

8.1.1.12 Минимальная подача рабочего диапазона при работе двух насосов по

параллельной схеме подключения должна быть меньше либо равна максимальной подаче

рабочего диапазона при работе одного насоса.

8.1.1.13 Насос должен допускать работу в режиме кавитации, соответствующем 3 %

падению напора, не менее 30 с при пуске и выходе насоса на заданный режим работы.

8.1.1.14 Схема работы насосов – параллельная. Направление вращения ротора, если

смотреть со стороны ЭД – против часовой стрелки. По согласованию между заводом-

изготовителем и заказчиком, допускается поставка насосов с направлением вращения ротора

по часовой стрелке, если смотреть со стороны ЭД.

8.1.1.15 Насос должен быть рассчитан на работу при величине СКЗ виброскорости

до 18 мм/с включительно в течение времени, соответствующему длительности пуска и

выхода насоса на заданный режим работы, но не менее 30 с.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


57




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

8.1.1.16 Насосы должны иметь возможность повышения напора как минимум на 5 %,

при номинальных условиях путем замены рабочего колеса (колес) на рабочее колесо (колеса)

большего диаметра или путем использования рабочего колеса с другой проточной частью

гидравлической конструкции, переменной частоты вращения.

8.1.1.17 исключено

8.1.1.18 Кавитационный запас NPSHA во всем диапазоне подач должен обеспечивать

штатную работу насоса.

8.1.1.19 Показатели надежности насоса и его составных частей должны

соответствовать значениям, приведенным в таблице 14.

8.1.1.20 Конструкция насоса должна обеспечивать максимально эффективную и

надежную работу на всех рабочих режимах без непрерывного обслуживания (без

постоянного присутствия обслуживающего персонала) с периодическими осмотрами.

8.1.1.21 Конструкция насоса должна предусматривать патрубки для дренажа,

патрубки для сброса газовоздушной смеси при заполнении, и исключать образование

газовых полостей. Указанные патрубки должны располагаться с учетом обеспечения легкого

доступа при выполнении монтажных работ.

8.1.1.22 Конструкция соединений деталей насоса, находящихся под давлением,

должна обеспечивать безопасность персонала при прорыве уплотнений и исключать

возможность раскрытия стыков с выбросом перекачиваемой жидкости в окружающую среду.

Т а б л и ц а 14 – Показатели надежности насоса и его составных частей № п/п Наименование Значение Примечание

1 2 3 4 5 1

Наработка до отказа, ч, не менее

Насос 50 000 – 2 Подшипник 100 000

3 Торцовое уплотнение 24 000

4 Срок службы от начала эксплуатации до списания, лет, не менее

50

Определяется ресурсом

корпусных деталей

5 Время восстановления насоса, ч, не более 72 При наличии ЗИП

6 Периодичность проведения работ, ч

Текущий ремонт 8 000

– 7 Средний ремонт 24 000

8 Капитальный ремонт 120 000

8.1.1.23 Гарантийный срок эксплуатации насоса должен составлять не менее

60 месяцев с даты поставки.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


58




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

8.1.1.24 Габаритные и присоединительные размеры насоса – в соответствии с

приложением А настоящего документа. Изменение указанных параметров (при технической

необходимости) должны согласовываться с ОАО «АК «Транснефть».


Рисунок 7 исключен.

8.1.2 Технические параметры насоса 8.1.2.1 Характеристики насосов типа VS6 и VS7 приведены в таблице 15.

8.1.2.2 Форма представления параметрических кривых насоса приведена

на рисунке 8.

8.1.2.2а Форма опросного листа вертикальных полупогружных

двухкорпусных насосов приведена в приложении В. При заполнении опросного листа

необходимо руководствоваться настоящим документом. Отклонения параметров от

настоящего документа должны указываться в опросных листах при условии согласования с

заводом-изготовителем.

8.1.2.3 На параметрических кривых насоса должен быть приведен рабочий диапазон.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


ПА











ТТ-23.080.00-КТН

-240-14

59

Т а б л и ц а 15 – Характеристики насосов типа VS6 и VS7

№ п

/п

Тип

насо

са

Типо

разм

ер

Под

ача,

м3/

ч

Нап

ор

номи

наль

ный,

м

Диа

пазо

н на

пора

для

ва

риан

тов

прот

очно

й ча

сти,

м

Пре

дель

ное

давл

ение

, М

Па,

не

мене

е

Част

ота

вращ

ения

но

мина

льна

я,

синх

ронн

ая, о

б/ми

н

Доп

уска

емы

й ка

вита

цион

ный

запа

с,

NPS

HR,

м,

не б

олее

КП

Д, %

, не

мен

ее

Мощ

ност

ь, к

Вт,

не

бол

ее

Мас

са, к

г, н

е бо

лее

СК

З ви

брос

коро

сти

на

номи

наль

ном

реж

име,

мм

/с, н

е бо

лее

СК

З ви

брос

коро

сти

на

оста

льны

х ре

жим

ах

рабо

чего

диа

пазо

на,

мм/с

, не

боле

е

Уте

чка

чере

з уп

лотн

ение

вал

а,

л/ч

, не

бол

ее

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

1 Насос подпорный вертикальный 5000-120 5000 120 от 60

до 120 1,6 1000 4,9 85 1654 22260 3 4,5 0,25


до 120 1,6 1000 3,1 84 904 20200 3 4,5 0,25


до 120 1,6 1000 2,4 84 558 17000 3 4,5 0,25


до 120 1,6 1000 2,1 81 393 14860 3 4,5 0,25


до 90 1,6 1500 4,0 77 110 3000 3 4,5 0,25

П р и м е ч а н и я 1 Напор, допускаемый кавитационный запас NPSHR и КПД указаны с учетом перекачивания воды с кинематической вязкостью 110-6 м2/с. 2 Допускаемое производственное отклонение напора от 5 % до минус 3 % от номинального значения. 3 Масса является предпочтительным параметром, отступление согласовывается с заказчиком. 4 Значения мощности приведены с учетом значения плотности перекачиваемой нефти 860 кг/м3. 5 СКЗ виброскорости на номинальном режиме определяется в соответствии с ГОСТ 32601 в зависимости от потребляемой мощности насоса.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


60




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

Q – подача, м3/ч;

H – напор, м;

η – КПД, %;

P – мощность, кВт;

а – рабочий диапазон, м3/ч;

NPSHR (Δhд) – допускаемый кавитационный запас насоса, м

Рисунок 8 – Форма представления параметрических кривых насоса

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


61




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

8.1.3 Корпусные детали 8.1.3.1 Насосы должны устанавливаться на опорной (монтажной) плите.

8.1.3.2 Корпус насоса, работающий под давлением, должен быть рассчитан на

предельное давление, приведенное в таблице 15. При этом должен быть учтен припуск не

менее 3 мм на возможную коррозию корпуса в условиях эксплуатации, а также учтена

возможность увеличения предельного давления не менее чем на 5 % в соответствии с

8.1.1.16. Изготовителем может быть принято решение об альтернативном припуске на

коррозию, если в конструкции используются материалы обладающие соответствующей

коррозионной стойкостью и если их применение может привести к снижению затрат без

ущерба безопасности и надежности.

8.1.3.3 Корпус насоса должен выдерживать гидравлические испытания

давлением воды, превышающим предельное давление насоса в 1,5 раза.

8.1.3.4 Нижняя часть наружного корпуса насоса должна состоять из цилиндрического

корпуса (стакана) с приварным днищем.

8.1.3.5 Верхняя часть наружного корпуса насоса должна состоять из напорной крышки

и присоединяемого к трубопроводу выходного патрубка.


8.1.3.7 Корпус насоса должен выдерживать совместное воздействие следующих

нагрузок:

- предельные (допустимые) нагрузки (силы и моменты) на патрубки насоса от

присоединяемых трубопроводов при их одновременном воздействии на оба патрубка;

- нагрузки от воздействия предельного давления и температуры;

- нагрузки от сейсмического воздействия для насосов в сейсмостойком исполнении.

Работа насоса в указанных условиях не должна сопровождаться возникновением

утечек (за исключением торцового уплотнения) и внутреннего контакта между

вращающимися и неподвижными компонентами насоса.

8.1.3.8 Материалы насоса должны отвечать требованиям 8.1.12.

8.1.3.9 Отклонение от плоскостности плоскости разъема корпуса и опорной плиты

должно составлять не более 0,04/1000 мм.

8.1.3.10 Внутренние резьбовые соединения должны изготавливаться из материалов,

которые выдерживают коррозионное воздействие перекачиваемой жидкости.

8.1.3.11 Конструкция насоса должна предусматривать возможность замены торцевых

уплотнений без демонтажа или перемещения ЭД.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


62




СТТ-23.080.00-КТН-240-14


8.1.3.13 Использование резьбовых отверстий в деталях, работающих под давлением,

должно быть сведено к минимуму. Толщина металла между резьбовым отверстием и

полостью, работающей под давлением, должна составлять в самом тонком месте как

минимум половину величины номинального диаметра резьбового отверстия.


8.1.3.15 Для подъема верхней части наружного корпуса насоса должны быть

предусмотрены монтажные проушины или резьбовые отверстия для болтов с проушиной,

имеющие соответствующую маркировку для их однозначной идентификации. Методы

подъема собранного изделия должны определяться изготовителем в соответствии с

ГОСТ 32601. Для облегчения демонтажа верхней части наружного корпуса, конструкцией

насоса должны быть предусмотрены места для использования винтовых домкратов или

отжимных болтов.



8.1.4 Патрубки и соединения корпуса, работающие под давлением 8.1.4.1 Напорный патрубок должен размещаться в верхней части наружного корпуса,

входной патрубок – в нижней части наружного корпуса (стакана).

8.1.4.2 Отверстия патрубков и другие соединения корпуса под давлением (катушки,

фланцы) должны быть стандартными и соответствовать размерам труб.

8.1.4.3 Входной патрубок стакана насоса должен иметь приварную катушку,

выполненную с кромкой под приварку к трубопроводу. Диаметр, толщина стенки и класс

прочности подводящих трубопроводов должны указываться заказчиком в опросных листах.

Напорный патрубок насоса должен присоединяться к отводящему трубопроводу с помощью

фланцевого соединения.

8.1.4.4 Торцы приварной катушки, а также торец кромки ответного фланца напорного

патрубка должны иметь кромки как указано на рисунке 9.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


63




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

1,8 0,8+-

300-5º

а

Тип 1

Dн=

Dп=

Dтр

a

Dн=

Dп=

Dтр

Тип 2

35º-5º

B

R3 min

16º-5º

1,8±0,8

1,8 0,8+-20º-30º 30-40

R3 min

а

≥ 1,

5 а

Тип 3

Dн=

Dп=

Dтр

а – присоединительный размер трубы, детали;

В – высота фаски;

Dтр – диаметр присоединяемой трубы;

Dн – наружный диаметр детали;

Dп – присоединительный диаметр детали

Рисунок 9 – Форма обработки кромок приварных катушек

8.1.4.5 Размеры высоты фаски «В» приведены в таблице 16.

8.1.4.6 В зависимости от присоединительного размера труб и деталей следует

применять следующие типы кромок:

а) присоединительный размер трубы, детали до 15 мм – тип 1;

б) присоединительный размер трубы, детали свыше 15 мм – тип 2.

8.1.4.7 При выполнении приварной катушки из заготовки толщиной более

присоединительного размера труб и деталей следует выполнить внутреннюю проточку тип 3

(см. рисунок 9).

8.1.4.8 Приварные катушки представляют собой цилиндрическую или коническую

обечайку, один конец которых механически обработан для стыковки с торцом входного

патрубка насоса, а другой конец обработан для стыковки с присоединяемой трубой.

Минимальная длина катушек должна быть:

- для патрубков диаметром до DN 500 включительно – 250 мм;

- для патрубков диаметром более DN 500 – 400 мм.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


64




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

8.1.4.9 Приварные катушки должны быть изготовлены из обечаек, вальцованных из

стального листа, или из поковок и должны быть термообработаны. Класс прочности

материала катушек должен соответствовать классу прочности материала присоединяемых

труб. Катушки, изготовленные из вальцованных обечаек, должны иметь не более одного

продольного шва.

Т а б л и ц а 16 – Размеры высоты фаски В миллиметрах

№ п/п Толщина стенки присоединяемой трубы, детали Величина В

1 2 3 1 От 15,0 до 19,0 включ. 9±0,5

2 От 19,0 до 21,5 включ. 10±0,5

3 От 21,5 до 32,0 включ. 12±0,5

4 Более 32,0 16±0,5

8.1.5 Резьбовые соединения 8.1.5.1 Резьбовые детали должны соответствовать ГОСТ 8724, ГОСТ 24705,

ГОСТ 16093.


позволяющие использовать торцовые или накидные гаечные ключи. Для всех ответственных

соединений, в том числе работающих под давлением, должны применяться шпильки.

8.1.5.3 Крепежные детали (за исключением шайб и винтов со шлицевой головкой)

должны иметь маркировку, выполняемую ударным способом, с указанием класса прочности

материала и изготовителя, которая наносится на один конец шпилек диаметром не менее

10 мм и на головки болтов диаметром не менее 6 мм. Если имеющейся площади

недостаточно, обозначение завода-изготовителя должно наноситься на вворачиваемом конце

шпильки, а обозначение класса материала – на противоположном конце шпильки.

8.1.5.4 Для корпусов, работающих под давлением крепеж должен быть диаметром не

менее 12 мм.

8.1.5.5 Все крепежные детали НА должны иметь метрическую резьбу.

8.1.6 Расчеты на сейсмическую стойкость

8.1.6.1 Производитель должен выполнить расчеты на сейсмостойкость согласно

требованиям ГОСТ 30546.1, ГОСТ Р 55722 [4] на допускаемые деформации и напряжения в

механических конструкциях. Требования по сейсмостойкости указаны в опросных листах.

Для заданных сейсмических нагрузок и анализа максимальных напряжений и деформаций в

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


65




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

корпусе, соединительных элементах, таких как крепеж корпуса насоса и стакана, штифты и

анкерные болты, использовать программу расчета методом конечных элементов. В качестве

критериев допускаемых напряжений выбирать критерии

ГОСТ Р 52857.1. Проверять также деформации вала в области соединительной муфты и

сравнить с деформациями, разрешенными изготовителем муфты.

8.1.6.2 Усилия на патрубки насоса должны быть приведены в локальных системах

координат элементов (патрубков), направление осей которых приведено на рисунке 10.

Нагрузки от трубопроводы должны быть определены в опросных листах при условии

жесткого закрепления патрубков насоса.

1 – всасывающий патрубок;

2 – напорный патрубок;

а – ось вала

Рисунок 10 – Направление локальных осей патрубков насоса типа VS6 и VS7

8.1.7 Ротор и его составные детали 8.1.7.1 Рабочее колесо должно быть закрытого типа. Рабочие колеса должны иметь

массивные ступицы для увеличения жесткости. Соединение рабочих колес с валом должно

выполняться с помощью шпоночных соединений.

8.1.7.2 Все шпоночные пазы должны иметь галтельные радиусы, по ГОСТ 23360.


2

1

а

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


66




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

8.1.7.4 Вал насоса должен быть составным, для облегчения условий сборки и

монтажа. Допускается изготавливать вал цельным, если это не усложняет сборку и монтаж.

8.1.7.5 Значение допустимого крутящего момента, передаваемого концом вала

насоса во время работы, должно быть увеличено на коэффициент условий работы, который

учитывает «сервисный фактор» – характер нагрузки, тип ЭД и тип перекачиваемой

жидкости. Значение коэффициента условий работы должно быть не менее 1,25.

8.1.7.6 Жесткость вала должна обеспечивать ограничение прогиба ротора во

избежание задира в щелевых уплотнениях рабочего колеса и повышения износа торцовых

уплотнений.

8.1.7.7 Разность коэффициентов линейного расширения деталей ротора,

устанавливаемых на вал, и самого вала не должна быть более 10 %. При необходимости

допускается стыковой осевой компенсирующий зазор между деталями ротора, определяемый

расчетным путем.

8.1.7.8 Все насосные валы должны подлежать механической обработке, в том числе

шлифовке и полировке, по всей длине. Номинальные биения по индикатору не должны

превышать 40 мкм/м длины. Полные биения не должны превышать 80 мкм по всей длине

вала.

8.1.7.9 Поверхности деталей ротора (уплотнительные поверхности рабочего колеса,

защитных втулок и т. д.), вращающиеся относительно неподвижных деталей щелевых

уплотнений, при твердости как минимум одной поверхности менее 400 НВ должны

отличаться по твердости не менее чем на 50 НВ. Если твердости указанных деталей более

или равны 400 НВ, то обеспечение разности их твердостей не требуется.

8.1.7.10 Допуск несоосности роторов насоса и приводного устройства – не более 0,03

мм. Разрешается принимать допуск несоосности в соответствии с документацией

завода-изготовителя соединительной муфты.

8.1.8 Торцовое уплотнение 8.1.8.1 Насосы должны быть оснащены одинарным торцовым уплотнением

патронного типа с дополнительным (резервным) уплотнением со стороны атмосферы для

работы по схеме 13 в соответствии с ГОСТ 32600.

8.1.8.2 Допускаемая величина утечки через одно торцовое уплотнение насоса

составляет 0,25 л/ч.

8.1.8.3 Торцовое уплотнение насоса должно быть рассчитано:

- на работу при максимальном давлении в насосе, соответствующем предельному

давлению насоса;

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


67




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

- на испытания пробным давлением для насоса в сборе при гидравлических

испытаниях;

- на работу при минимальном давлении, соответствующем кавитационному запасу

NPSHR;

На месте эксплуатации насос в сборе должен допускать гидравлические испытания

совместно с прилегающими трубопроводами на прочность пробным давлением воды,

превышающим предельное давление в 1,25 раза, в течение времени не менее 24 ч и на

герметичность пробным давлением воды равным предельному в течение времени не менее

12 ч.

8.1.8.4 Торцовые уплотнения и уплотнительные элементы должны перед отгрузкой

быть чистыми и готовыми к эксплуатации.

8.1.8.5 Конструкция насоса должна исключать разбрызгивание перекачиваемой

жидкости при поломке торцового уплотнения.

8.1.8.6 Конструкция трубопроводной обвязки насоса должна предусматривать сбор и

отвод утечек из торцового уплотнения.

8.1.8.7 При необходимости обогрева узла торцового уплотнения, сборника протечек

нефти, вспомогательных трубопроводов при низких температурах окружающего воздуха в

насосе должна быть предусмотрена установка обогревателей во взрывозащищенном

исполнении.

8.1.9 Требования к динамическим характеристикам насоса 8.1.9.1 Критическая частота вращения ротора, обусловленная его изгибными

колебаниями, должна быть минимум на 20 % выше номинальной частоты его вращения. Для

обеспечения нормальной работы насоса при наиболее напряженных динамических режимах

во всем рабочем диапазоне подач жесткость вала должна ограничивать его общий прогиб до

50 % номинальной величины зазоров в щелевых уплотнениях.

8.1.9.2 Расчеты критической частоты ротора и жесткости вала должны выполняться

как при номинальных, так и при увеличенных вдвое зазорах щелевых уплотнений рабочих

колес.

8.1.9.3 Анализ собственных свободных крутильных колебаний должен выполняться

изготовителем, несущим комплексную ответственность за насос в соответствии

с ГОСТ 32601.

8.1.9.4 Частота вращения ротора не должна совпадать с частотой его собственных

колебаний.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


68




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

8.1.9.5 СКЗ виброскорости должно измеряться в полосе частот от 10 до 1000 Гц на

корпусе верхнего подшипникового узла по трем взаимно перпендикулярным осям. СКЗ

виброскорости при работе в штатных режимах не должны превышать значения, приведенные

в таблице 15.

8.1.9.6 Ротор насоса должен быть динамически отбалансирован в двух плоскостях.

При выполнении балансировки пустующие шпоночные пазы должны быть заполнены

полушпонками. Допускается не проводить балансировку тех деталей, которые при

балансировке ротора являются плоскостями коррекции. Балансировку детали допускается

проводить в одной плоскости (статическая балансировка), если отношение наружного

диаметра детали к ее ширине больше или равно шести. При отсутствии технической

возможности балансировки ротора в сборе, допускается ограничиться проведением

балансировки деталей, насаженных на ротор (рабочие колеса, шнеки).

8.1.9.7 Класс точности балансировки ротора должен быть G2,5 по


8.1.10 Подшипники 8.1.10.1 Конструкцией насоса должно быть предусмотрено применение упорного

подшипника в составе верхнего подшипникового узла, промежуточные и нижний

подшипники насоса – скольжения с работой на перекачиваемой среде.

8.1.10.2 Втулки должны быть изготовлены из коррозионностойких и износостойких

для соответствующего перекачиваемого продукта и установленной температуры материалов.

8.1.10.3 Упорные подшипники должны подбираться по размеру для непрерывной

работы во всем рабочем диапазоне, и соответствовать следующим требованиям:

а) все нагрузки должны определяться при одинарных и удвоенных расчетных

зазорах щелевых уплотнений;

б) упорные подшипники должны обладать полной нагрузочной способностью при

изменении направления вращения ротора насоса.

8.1.10.4 Конструкцией насоса должен быть предусмотрен контроль температуры

подшипников верхнего подшипникового узла.

8.1.10.5 Однорядные шарикоподшипники должны иметь внутренний радиальный

зазор согласно группе 6 по ГОСТ 24810-2013. Однорядные и двухрядные подшипники не

должны иметь канавок для ввода тел качения. Запрещается использовать неметаллические и

облегченные обоймы. Изготовитель должен гарантировать, что величины роста температуры

и вибрации подшипников соответствуют требованиям настоящего документа.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


69




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

8.1.10.6 Срок службы системы подшипников (расчетный срок службы

комбинированной системы подшипников в насосе) должен быть не менее приведенного в

таблице 14.

8.1.11 Корпус подшипникового узла и смазка 8.1.11.1 Упорный подшипник насоса – подшипник с картерной смазкой с

подогревом. Необходимо предусмотреть использование всех смазочных материалов

производства Российской Федерации. Производитель не должен устанавливать ограничений

в части изготовителя применяемого масла.

8.1.11.2 По согласованию производителя с заказчиком корпус подшипникового узла

может быть выполнен из расчета использования консистентной смазки.

8.1.11.3 Конструкция подшипникового узла насоса должна обеспечивать смазку и

охлаждение подшипников при работе насоса для поддержания в рабочем диапазоне

температур. Величина допустимых температур при эксплуатации должна быть указана в

руководстве по эксплуатации насоса.

8.1.11.4 Корпус подшипникового узла должен иметь резьбовые и заглушаемые

отверстия для залива и слива масла размером не менее DN 15. Корпус должен быть оснащен

масленкой постоянного уровня, объемом не менее 0,12 л, с механизмом принудительного

позиционирования уровня (не являющимся наружным винтом), термостойкой стеклянной

колбой и защитным проволочным каркасом. Для обнаружения переполнения корпусов

должно быть предусмотрено смотровое окно. Указание необходимого уровня масла должно

четко маркироваться на наружной стороне корпуса подшипника с использованием

долговечных металлических бирок, отметок, в виде приливов на корпусе, или другими

долговечными средствами. Уровнемерные стекла (смотровые окна) должны быть

расположены так. чтобы надлежащая высота уровня масла находилась на уровне средней

отметки.

8.1.11.5 Корпус подшипникового узла должен проектироваться так, чтобы

исключить попадание посторонних материалов в корпус, предотвратить утечки масла,

загрязнение влагой, пылью и другими посторонними предметами. Это должно достигаться

без внешнего технического обслуживания, например, продувки воздухом.

8.1.12 Материалы 8.1.12.1 Материалы должны соответствовать требованиям нормативных документов

на соответствующие марки материалов. Соответствие материалов требованиям нормативных

документов должно подтверждаться сертификатами качества или протоколами испытаний

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


70




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

завода-изготовителя по методике, предусмотренной в нормативных документах на

соответствующий материал.

8.1.12.2 Использование материалов, поступивших без оригиналов сертификатов

качества (паспортов) или копий, заверенных поставщиком материала, для изготовления

основных деталей насосов (корпус ступени, напорный корпус, переводной канал, подводной

канал на всасе, камера торцового уплотнения, рабочее колесо, вал, основные расчетные

крепежные детали, катушки и ответные фланцы) не допускается. Сертификаты качества

должны быть на русском языке или иметь перевод на русский язык.

8.1.12.3 Механические характеристики и химический состав материалов должны быть

подтверждены сертификатами качества изготовителя металла.

8.1.12.4 При неполноте данных, приведенных в сертификате качества (паспорте),

применение материалов допускается только после проведения заводом-изготовителем

насосов необходимых испытаний и исследований, подтверждающих соответствие

материалов требованиям нормативных документов.

8.1.12.5 Материалы, полуфабрикаты и комплектующие изделия должны подвергаться

входному контролю по ГОСТ 24297.

8.1.12.6 Материалы деталей насосов должны быть подобраны с учетом параметров и

условий эксплуатации.

8.1.12.7 При конструировании всасывающего стакана необходимо учитывать

коррозионный и эрозионный износ.

8.1.12.8 Корпусные детали насосов, воспринимающие давление рабочей среды и

разделяющие рабочую и окружающую среду, должны изготавливаться из

низколегированных сталей для районов с холодным климатом, обеспечивающих

качественную сварку патрубков с катушками полевых условиях. При наличии

дополнительных требований, указанных при заказе, корпусные детали, крепежные детали,

катушки должны изготавливаться из коррозионностойкой стали.

8.1.12.9 Материалы корпусных деталей должны иметь содержание серы не более

0,02 % и фосфора не более 0,02 %.

8.1.12.10 Значения эквивалента углерода [С]Э корпусных деталей изготовленных из

низколегированных или хромистых сталей не должно превышать 0,43.

Величина эквивалента углерода [С]Э определяется по формуле (1), а именно

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


71




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

[С]Э ,15

NiСu5

VMoСr6

MnС

где C, Mn, Cr, Mo, V, Cu, Ni − массовые доли в стали соответственно углерода, марганца,

хрома, молибдена, ванадия, меди, никеля в процентах.

Медь, никель, хром, содержащиеся в сталях как примеси, при расчете [С]Э

не учитывать, если их суммарное содержание не превышает 0,20 %. При этом величина

эквивалента углерода должна определяться по формуле (2), а именно:

[С]Э ,5

VMo6

MnС

Если в сертификате качества на материал не установлено содержание каких-либо

элементов, включенных в формулу (1), необходимо проводить дополнительный анализ

химического состава металла с целью определения всех данных для расчета [С]Э.

Фактическое значение [С]Э должно быть указано в паспорте на насос.

8.1.12.11 Группа поковок основных деталей должна соответствовать группе II/III/IV

по ГОСТ 8479 для низколегированных сталей и группе II/III/IV по ГОСТ 25054 для

корозионно-стойких сталей.

8.1.12.12 Механические свойства материала основных деталей, сварных швов, а также

мест исправления дефектов методом сварки и зоны термического влияния после

окончательной термической обработки приведены в таблице 17.

Т а б л и ц а 1 7 – Механические свойства материала

№ п/п Наименование Твердость

Предел текучести σТ (σ0,2),

МПа, не менее


Минимальное значение угла

изгиба

1 2 3 4 5 6

1

Корпус ступени, напорный корпус, переводной канал, подводной канал на всасе, камера торцового уплотнения

Низколегирован-ная сталь

240 НV, не более

275 24,5

Коррозионно-стойкая сталь

В соответ-ствии с

конструк-торской

докумен-тацией

2 Колесо рабочее 275 24,5 3 Вал, промежуточный вал 550

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


72




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

Окончание таблицы 17 4 Опора ЭД – 315 –

5 Щелевые уплотнительные кольца – 690 –

6 Втулки вала 440 7 Корпусные шпильки 725 8 Корпусные гайки 640

9

Материал сварных швов, места исправ-ления заваркой и зоны терми-ческого влия-ния

Низкоугле-родистая сталь


–

120° при от-сутствии

трещин или надрывов

длиной более 12,5 % от его ширины, но

не более 3 мм

Низколеги-рованная сталь


Коррози-онностой-кая сталь

В соответ-ствии с

конструкторской

документацией

8.1.12.13 Временное сопротивление разрыву материала сварных швов должно быть не

ниже минимального значения временного сопротивления разрыву материла детали по

нормативному документу для данной марки стали.

8.1.12.14 Материалы крепежных деталей должны выбираться с коэффициентом

линейного расширения, близким по значению к коэффициенту линейного расширения

материала фланца. При этом разница в значениях коэффициентов линейного расширения не

должна превышать 10 %.

8.1.12.15 Гайки и шпильки для соединений, работающих под давлением, должны

изготавливаться из сталей с разной твердостью так, чтобы твердость гаек была ниже

твердости шпилек не менее чем на 15 НВ.

Крепежные детали для соединений, работающих под давлением, должны иметь

маркировку, нанесенную ударным способом, позволяющую определить принадлежность к

поставляемой (изготавливаемой) партии.

8.1.12.16 Крепежные детали для соединений, работающих под давлением (как

собственного производства, так и поставляемых по договору субподряда), должны

подвергаться входному контролю, в том числе:

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


73




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

- определение твердости (в объеме не менее 1 % от каждой

поступившей/изготавливаемой партии крепежных изделий, но не менее 2 шт.);

- проведение химического анализа (в объеме не менее 1 % от каждой

поступившей/изготавливаемой партии крепежных изделий, но не менее 2 шт.).

8.1.12.17 Материалы должны быть стойкими к рабочей среде и окружающим

условиям. Скорость коррозии материала корпуса и сварных швов должна быть не более

0,1 мм/год.

8.1.12.18 Для изготовления щелевых уплотнительных колец должны использоваться

поковки из хромистой стали по ГОСТ 25054 с дополнительным упрочнением – закалкой или

иным способом. Твердость должна контролироваться у каждой детали.

8.1.12.19 Для изготовления защитных втулок (гильз) вала должны использоваться

поковки и прокат из хромистых сталей по ГОСТ 25054 или ГОСТ 5949. Должна

контролироваться твердость деталей после окончательной термообработки на предмет

соответствия технической документации завода-изготовителя.

8.1.12.20 Прокладка разъема «корпус-стакан» «напорный фланец корпуса насоса –

ответный фланец напорного трубопровода» должны быть изготовлены из материалов не

содержащих асбест, работоспособных во всем интервале рабочих давлений и температур

перекачиваемой среды и окружающего воздуха. Производитель не должен устанавливать

ограничений в части указания завода-изготовителя прокладочных материалов и

резинотехнических изделий, необходимо представить характеристики прокладочных

материалов заказчику для рассмотрения возможности производства их на территории

Российской Федерации.

8.1.12.21 Отливка рабочего колеса должна производиться из низколегированной или

хромистой стали. Сталь должна применяться в термически обработанном состоянии.

Механически обработанные поверхности щелевых уплотнений рабочих колес должны быть

выполнены с дополнительным упрочнением – закалкой или другим способом. Качество

литых и механически обработанных отливок должно соответствовать требованиям

нормативных документов. Качество литых поверхностей, оцениваемых с помощью ВИК,

должно соответствовать утвержденному эталону качества. Механически обработанные

поверхности должны контролироваться методом ПВК. Трещины и протяжные индикаторные

следы не допускаются. Дополнительно должна контролироваться ударная вязкость

материала отливки.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


74




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

8.2 Маркировка 8.2.1 Насос должен иметь маркировку, расположенную на видном месте и

нанесенную способом, обеспечивающим ее сохранность на протяжении всего назначенного

срока служб.

8.2.2 Маркировка насоса должна содержать:

- наименование страны-изготовителя;

- номер изделия;

- номер модели и типоразмер;

- заводской номер насоса;

- номинальная подача;

- номинальный напор;

- предельное давление;

- дата выпуска месяц/год;

- давление гидравлического испытания корпуса;

- номинальная частота вращения;

- идентификационный номер изготовителей подшипников;

- масса насоса.

8.2.3 На видном месте насоса должны быть указано направления вращения ротора

насоса стрелкой (отлитой или прикрепленной), окрашенной в красный цвет RAL 3020 по

RAL [5].

8.2.4 Маркировочные таблички и указатели направления вращения (при наличии)

должны быть изготовлены из аустенитной нержавеющей стали или медно-никелиевого

сплава (эквивалента Монель). Крепежные болты должны быть из того же материала, что и

таблички. Приварка как метод крепления табличек запрещена.

8.3 Основные точки присоединения и границы поставки насоса 8.3.1 Фланец напорного патрубка насоса с ответным фланцем.

8.3.2 Катушка всасывающего патрубка насоса (всасывающий патрубок насоса при

поставке без катушки).

8.3.3 Подсоединение трубопровода сброса газовоздушной смеси из корпуса насоса

после запорного органа.

8.3.4 Присоединение для дренажа и утечек системы обвязки торцевого уплотнения.

8.4 Комплектность поставки вертикального насоса 8.4.1 Комплект поставки вертикального насоса состоит должен включать:

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


75




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

а) насос;

б) присоединение для отвода воздуха и дренажа из углеродистой стали с арматурой;

в) одинарное торцовое уплотнение картриджного типа по ГОСТ 32600 с

дополнительным (резервным) уплотнением со стороны атмосферы;

г) упругая пластинчатая электроизолированная муфта в искробезопасным

исполнении с ограждением;

д) комплект крепежных деталей;

е) комплект ЗИП;

ж) обогрев вспомогательных линий;

и) анкерные болты;

к) техническая документация на русском языке. Перечень документации приведен в

8.6.7.

8.4.2 Комплект ЗИП для каждого насоса должен включать:

- щелевые уплотнительные кольца в составе кольца на корпусе – 4 шт. и кольца на

рабочем колесе – 4 шт. (переднего и заднего уплотнений) каждой ступени – 1 комплект;

- опорно-упорный подшипник – 1 комплект;

- радиальный подшипник – 1 комплект;

- торцовое уплотнение в сборе – 1 шт. ;

- быстро изнашиваемые детали торцовых уплотнений – 2 комплекта;

- защитные гильзы вала – 1 комплект;

- уплотнительные прокладки – 5 комплектов;

- резиновые уплотнительные кольца для насоса (в том числе торцовых

уплотнений) – 2 комплекта;

- приспособления для съема деталей ротора – 1 комплект;

- приспособления для установки проставки упругой муфты – 1 комплект;

- нагреватели камеры торцового уплотнения и подшипниковой камеры – 1 комплект».

8.4.2а Комплект ЗИП для КИП и А насоса должен включать:

- датчик виброскорости – 1 шт.;

- датчик температуры масла в камере подшипника или датчик температуры опорно-

упорного подшипника насоса – 1 шт.;

- датчик измерения частоты вращения вала насоса – 1 шт.;

- датчик температуры торцового уплотнения – 1 шт.;

- датчик контроля утечек перекачиваемой среды из узлов торцовых уплотнений –

1 шт.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


76




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

8.4.3 Окончательная комплектность поставки устанавливается в опросных листах.

8.5 Вспомогательное оснащение 8.5.1 Электродвигатель ЭД или ЧРП в составе НА поставляется по отдельному заказу и техническим


8.5.2 Муфта 8.5.2.1 Муфты и защитные ограждения между насосом и ЭД должны поставляться

и монтироваться изготовителем насосов.

8.5.2.2 Соединительная муфта должна быть упругой пластинчатой с проставкой во

взрывобезопасном исполнении, электроизолированной.

8.5.2.3 Монтаж полумуфт на вал насоса – по конической посадке, без применения

нагрева. От осевых перемещений полумуфта насоса должна фиксироваться гайкой, от

угловых перемещений – шпоночным соединением.

8.5.2.4 Полумуфты с цилиндрическими посадочными отверстиями должны

поставляться со скользящей посадкой на вал и установочными винтами, которые переносят

нагрузку на шпонку и должны позволять регулировать осевое положение муфты в полевых

условиях без нагревания.

8.5.2.5 Соединительная муфта должна иметь конструкцию, которая обеспечивает

удержание проставки при разрушении пакетов упругих пластин.

8.5.2.6 Пластины должны быть выполнены из коррозионностойкого материала.

Остальные детали муфты должны быть выполнены из углеродистых и/или легированных

сталей. Осевая сила для соединительной муфты должна вычисляться, исходя из ее

максимальной деформации.

8.5.2.7 Критическая частота вращения проставки в собранной муфте,

обусловленная изгибными колебаниями, должна быть минимум на 20 % выше номинальной

частоты вращения муфты.

8.5.2.8 Фактическая осевая жесткость и собственная частота осевых колебаний

муфты должны определяться путем ее испытания в области осевых деформаций от нуля до

максимальных допустимых значений. Осевые усилия для муфты должны определяться

исходя из максимально допустимой деформации, разрешаемой изготовителем муфты.

8.5.2.9 Каждая муфта должна иметь защитное ограждение, заменяемое без

демонтажа деталей и отвечающее следующим требованиям:

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


77




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

а) ограждать муфту и валы для защиты персонала от контакта с вращающимся

деталями при эксплуатации оборудования; размеры зоны доступа должны отвечать

требованиям соответствующих стандартов;

б) изготавливаться с запасом прочности (жесткости), достаточным для

противостояния статической нагрузке 900 Н и точечной статической нагрузке в любом

направлении без контакта ограждения с вращающейся деталью;

в) изготавливаться из листа (сплошного или перфорированного), пластины или

цельнотянутой металлической сетки; любые перфорированные отверстия в ограждении не

должны превышать 10 мм, использование плетеных проволочных сеток запрещается;

г) изготавливаться из стали, латуни и неметаллических (полимерных) материалов.

8.5.2.10 Класс точности балансировки муфты должен быть G6,3 по


8.5.3 Требования к контрольно-измерительным приборам и автоматике вертикального насоса 8.5.3.1 КИП и А должны соответствовать требованиям ОТТ-17.020.00-КТН-253-10 и

РД-35.240.50-КТН-109-17.

8.5.3.2 Для контроля параметров, обеспечивающих защиту насоса, на нем должны

быть предусмотрены датчики в соответствии с РД-35.240.50-КТН-109-17.

8.5.3.3 Объем автоматизации насоса (перечень параметров контроля и алгоритмы

защиты) должен соответствовать РД-35.240.50-КТН-109-17.

8.5.3.4 КИП и А должны проходить оценку соответствия требованиям технических

регламентов Таможенного союза в форме обязательного подтверждения соответствия:

сертификации или декларирования о соответствии.

8.5.3.5 Информация о применяемых средствах измерения должна быть внесена в

Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений. Средства

измерения должны иметь сертификат об утверждении типа и методики поверки,

установленные в приложении (описание типа средств измерения) к данному сертификату и

оформленные в соответствии с действующими нормами и правилами.

8.5.3.6 Насос должен оснащаться стационарными датчиками контроля вибрации

подшипниковых узлов. На корпусах подшипниковых узлов насоса должны быть

предусмотрены площадки размером не менее 40×40 мм для установки датчиков вибрации.

Места размещения датчиков на корпусах подшипников насоса определяются в соответствии

с требованиями РД-35.240.50-КТН-109-17.


Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


78




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

8.5.3.8 Конструкция насоса должна предусматривать установку датчиков измерения

частоты вращения вала насоса, оснащенных частотными выходами или имеющих цифровой

интерфейс. Датчики должны обеспечивать погрешность не более 1 об/мин.

8.5.3.9 Каждый верхний подшипниковый узел насоса должен быть оснащен

датчиком контроля температуры. Конструкция насоса должна предусматривать

монтаж/демонтаж датчиков температуры без разборки основных узлов насосов.

8.5.3.10 Насос должен оснащаться датчиками контроля утечек перекачиваемой среды

из узлов торцовых уплотнений. Допустимая величина внешней утечки перекачиваемой

среды через одно торцовое уплотнение должна соответствовать приведенным в таблице 15.

8.5.3.11 КИП и А должны монтироваться в условиях завода-изготовителя и

оснащаться соединительными коробками. Все клемные соединения, кабельные линии

должны быть маркированы заводом-изготовителем.

8.5.3.12 Прокладка кабельных линий от КИП и А должна осуществляться в кабельных

лотках (коробах) до соединительной коробки, устанавливаемой на корпусе насоса.

8.5.3.13 Броня кабелей должна подсоединяться к системе уравнивания потенциалов в

устройствах кабельного ввода.

8.5.3.14 Соединительные коробки должны иметь внешний болт заземления для

подключения к контуру заземления.

8.5.3.15 Клемные зажимы в соединительных коробках должны быть рассчитаны на

подключение жил сечением до 2,5 мм2. Подключение кабелей к клемным зажимам должно

выполняться под пружинный зажим.

8.5.3.16 Все соединительные коробки должны располагаться справа, если смотреть на

НА со стороны насоса и должны быть смонтированы в заводских условиях.

8.5.3.17 Комплектно поставляемые КИП и А устанавливаются в заводских условиях и

должны быть подключены к клеммам.

8.5.3.18 Для подключения КИП и А насоса к соединительным коробкам должны быть

использованы контрольные экранированные кабели. Контрольные кабели от

вибропреобразователей, датчиков осевого смещения ротора насоса, датчиков частоты

вращения вала, датчиков температуры подшипников насоса должны быть проложены в

кабельные короба в заводских условиях. Длина комплектных кабелей для подключения

должна быть заложена с учетом прокладки в кабельных коробах от мест штатной установки

КИП и А.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


79




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

8.5.4 Вспомогательные трубопроводы и системы 8.5.4.1 В местах присоединения вспомогательных трубопроводов к насосу должны

применяться фланцевые соединения.

8.5.4.2 Применение резьбовых (муфтовых) соединений не допускается.

8.5.4.3 Применение плоских фланцев не допускается.

8.5.4.4 Конструкция и расположение вспомогательных трубопроводов не должны

препятствовать свободной выемке насоса из приемного стакана.

8.5.4.5 Конструкция трубопроводов дренажа и отвода утечек должна позволять

производить их очистку механическим способом или паром.

8.5.4.6 Фланцевые соединения должны быть оснащены шунтирующими

перемычками медным многопроволочным гибким изолированным проводом сечением не

менее 16 мм2.

8.6 Дополнительные требования 8.6.1 Общие данные 8.6.1.1 исключен.

8.6.1.2 Перед изготовлением насоса изготовитель должен согласовать с заказчиком

конструкторскую документацию в объеме, установленном в 8.6.7.

8.6.1.3 Поставщик оборудования до начала проведения пуско-наладочных работ

должен провести обучение персонала заказчика безопасной эксплуатации и техническому

обслуживанию и ремонту поставленного оборудования, в том числе вспомогательного.

Программа должна быть согласована с заказчиком.

8.6.1.4 Предусмотреть использование всех смазочных материалов производства

Российской Федерации.

8.6.2 Требования к наружным АКП насосов 8.6.2.1 Общие технические требования к АКП – в соответствии с ОТТ-25.220.01-КТН-

097-16.

8.6.2.2 АКП должно соответствовать категории С3, группе II (умеренный

макроклиматический район по ГОСТ 16350, срок службы АКП – не менее 20 лет) в



8.6.2.4 Система АКП, применяемая для АКЗ надземных трубопроводов, конструкций

и оборудования, должна быть включена в Реестр ОВП.

8.6.2.5 Требования к нанесению АКП – в соответствии с ОТТ-25.220.01-КТН-097-16.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


80




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

8.6.2.6 Корпусы насоса окрашиваются синим цветом (RAL 5005). Боковые

поверхности присоединительных фланцев насосов окрашиваются в красный цвет (RAL

3020). Крышка вентилятора двигателей окрашивается в желтый цвет (RAL 1023).

8.6.3 Контроль отвержденного АКП 8.6.3.1 Контроль отвержденного АКП осуществляют после его полного отверждения.

Методы контроля – в соответствии с ОТТ-25.220.01-КТН-097-16. Показатели качества АКП,

определяющие его прочность, приведены в таблице 18.

Т а б л и ц а 18 – Показатели качества АКП, определяющие его прочность № п/п

Наименование показателя (характеристики)

Значение показателя (содержание характеристики)

1 2 3


Однородная поверхность без видимых дефектов: пропуски, потеки, наплывы, шагрень, кратеры, поры, пузыри не допускаются. Количество твердых включений – не более 1 шт./дм2, размер включений – не более 1,0 мм, расстояние между включениями – не менее 10 мм.

Цвет по RAL [5] должен соответствовать значению, заявленному в технической документации на АКП

2 Толщина АКП, мкм

Согласно технической документации на АКП.

Средний показатель толщины на контролируемом участке должен соответствовать требованиям технической документации на АКП. Допускается снижение толщины в отдельных точках измерения на 20 % от номинальной при условии, что средний показатель на контролируемом участке будет больше или равен номинальной толщине АКП. Допустимые максимальные значения толщины определяются технической документацией на АКП, но не должны превышать двукратного значения номинальной толщины АКП


4 Адгезия методом Х-образного надреза, балл 4А; 5А

5 Адгезия методом решетчатых надрезов, балл 0; 1

6 Адгезия методом отрыва «грибка»

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


81




СТТ-23.080.00-КТН-240-14


6.1 Показатель адгезии, МПа, не менее 2,5

6.2

Характер отрыва «грибка» при показателе адгезии

от 2,5 до 3,5 МПа

Отсутствие адгезионного или межслойного отрыва

от 3,5 до 5 МПа Не более 50 % адгезионного или межслойного отрыва

более 5 МПа Характер отрыва не нормируется 1 ) Значение электрического напряжения при контроле диэлектрической сплошности АКП составляет

не менее 1000 В на всю толщину АКП.

8.6.3.2 Внешний вид АКП контролируют визуально на 100 % поверхности согласно

таблице 18.

8.6.3.3 Контроль цветового решения выполняется визуально, путем сравнения с

эталонной шкалой RAL [5].

8.6.3.4 Толщину отвержденного АКП измеряют магнитным толщиномером,

с точностью от минус 5 % до 5 %.

8.6.3.5 Измерение толщины производят в каждой зоне. Зоной измерения считается

участок контролируемой поверхности площадью 0,5 м2. В каждой зоне выполняется не менее

трех измерений толщины АКП, рассчитывается среднее значение толщины.

8.6.3.6 Диэлектрическую сплошность контролируют на 100 % поверхности

конструкций.

8.6.3.7 Адгезию АКП определяют в соответствии с ОТТ-23.040.00-КТН-046-14

методом решетчатого надреза - при суммарной толщине АКП до 250 мкм включительно,

методом Х-образного надреза – при толщине АКП свыше 250 мкм или методом нормального

отрыва – при любой толщине АКП.

8.6.3.8 Измерение адгезии проводят выборочно на нескольких изделиях от партии.

Объем выборки должен быть указан в технологической карте на окраску.

8.6.3.9 За результат измерений принимают наименьшее значение.

8.6.3.10 Показатели диэлектрической сплошности и адгезии должны соответствовать

значениям, приведенным в таблице 18.

8.6.4 Требования к АКП стакана насоса 8.6.4.1 Тип покрытия – М Пк-60.

8.6.4.2 Назначение АКП – для трубопроводов с температурой эксплуатации от

минус 50 °С до 60 °С.

8.6.4.3 Температура окружающей среды при хранении изолированных изделий – от

минус 50 °С до 50 °С.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


82




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

8.6.4.4 Температура окружающей среды при транспортировании изделий, проведении

строительно-монтажных и укладочных работ – от минус 50 °С до 50 °С.


8.6.4.6 Система АКП, применяемая для защиты подземных трубопроводов и

оборудования, должна быть включена в Реестр ОВП.

8.6.5 Контроль отвержденного АКП стакана насоса 8.6.5.1 Контроль отвержденного АКП осуществляют после его полного отверждения.

Методы контроля – в соответствии с ОТТ-25.220.01.КТН-113-14. Показатели качества АКП

приведены в таблице 19.

8.6.5.2 Внешний вид АКП контролируют визуально на 100 % поверхности

трубопровода/оборудования согласно таблице 19.

Толщину отвержденного АКП измеряют магнитным толщиномером с точностью от

минус 5 % до 5 %.

8.6.5.3 Контроль толщины АКП осуществляется не менее чем в 10 равноудаленных

точках по длине насоса, начиная от края. Для насоса площадью до 1 м2 проводится не менее

10 измерений, от 1 до 10 м2 − не менее 20 измерений, свыше 10 м2 − не менее 30 измерений.

Дополнительно проводится не менее двух измерений толщины на элементах насоса

площадью менее 0,1 м2.

8.6.5.4 Диэлектрическую сплошность АКП определяют искровым дефектоскопом

постоянного тока с погрешностью измерения от минус 5 % до 5 % в соответствии с ОТТ-

25.220.01.КТН-113-14. Методы контроля – в соответствии ОТТ-25.220.01.КТН-113-14.

Контролю сплошности подлежит вся наружная поверхность изделия с АКП, за исключением

неизолированных концевых участков и фасок.

8.6.5.5 Адгезию АКП определяют методом нормального отрыва в соответствии с ОТТ-

25.220.01.КТН-113-14.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


83




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

Т а б л и ц а 19 – Показатели качества АКП

№ п/п

Наименование показателя (характеристики) Номинальные значения для АКП

1 2 3


Равномерная толщина, однородный цвет, гладкая поверхность. Отсутствие

пропусков, дефектов, пузырей, вздутий, мест отслаивания. Допускается наличие

«шагрени», небольших (до 1 мм) локальных утолщений, наплывов


3 Адгезия АКП к стали, МПа, не менее 7,0

4 Толщина АКП, мм

Для АКП обору-

дования диаметром

До 820 мм включ. От 1,5 до 5,0

Св. 820 мм От 2,0 до 6,0

5

Прочность АКП при ударе, Дж, при температуре испытаний (20±5) С, не менее, для оборудования диаметром

До 530 мм включ. 10

До 720 мм включ. 15

Св. 820 мм включ. 20

1) Значение электрического напряжения при контроле диэлектрической сплошности АКП составляет не менее 1000 В на всю толщину АКП.

8.6.5.6 Прочность АКП при ударе контролируют в соответствии

ОТТ-25.220.01-КТН-113-14. на образцах-свидетелях. Боек диаметром 16 мм. Форма бойка –

сферическая. Твердость бойка – HRC 60. Удары проводят не менее чем в трех точках.

Расстояние между точками удара должно составлять не менее 20 мм. На образцах-свидетелях

отступ от края АКП должен составлять не менее 40 мм. После проведения удара АКП в

местах ударов должно выдерживать проверку искровым дефектоскопом при напряжении

5 кВ/мм.

8.6.6 Упаковка, транспортирование и хранение 8.6.6.1 Упаковку следует выбирать в зависимости от конструктивных особенностей

изделий, условий хранения, транспортирования и сроков сохраняемости.

8.6.6.2 Условия хранения:

- насос – под навесом при температуре воздуха от минус 60 °С до 45 °С;

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


84




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

- инструменты и приспособления, ЗИП – не отапливаемое хранилище при

температуре от минус 60 °С до 45 °С.

8.6.6.3 Насос и вспомогательные системы допускается транспортировать при

температуре окружающей среды минус 60 °С до 45 °С.

8.6.6.4 Оборудование должно быть подготовлено для перевозки внутри страны.

Такая подготовка предполагает подготовку оборудования к хранению вне помещения на

период не менее 6 месяцев без предэксплуатационного демонтажа за исключением

возможных случаев проверки подшипников и уплотнений. Подготовка к длительному

хранению или экспортной поставке должна осуществляться поставщиком/изготовителем по

согласованным процедурам.

8.6.6.5 Оборудование должно быть подготовлено к отгрузке после завершения всех

испытаний и проверок, а также после приемки его покупателем.

8.6.6.6 При необходимости следует блокировать роторы. Блокированные роторы

должны быть идентифицированы посредством бирок, выполненных из коррозионностойких

материалов, прикрепляемых проволокой из нержавеющей стали.

8.6.6.7 Внутренние поверхности корпусов подшипников и детали маслосистем,

изготовленные из углеродистой стали, должны быть покрыты маслорастворимыми

антикоррозионными средствами, совместимыми со смазочным маслом. Заправка картеров

консистентной смазкой производится на объекте.

8.6.6.8 Узлы подшипников должны быть полностью защищены от попадания влаги и

грязи. Если пакеты с кристаллами испаряемого ингибитора устанавливаются в больших

полостях, то они должны прикрепляться в доступном месте для облегчения их удаления.

Если возможно, пакеты должны устанавливаться в проволочной клетке, прикрепляемой к

крышкам фланцев. Местоположение пакетов должно указываться на бирках, выполненных

из коррозионностойких материалов, прикрепляемых с использованием проволоки из


8.6.6.9 На наружные поверхности, кроме механически обработанных поверхностей

должно быть нанесено одно покрытие из стандартной краски изготовителя. Краска не

должна содержать свинца или хроматов. Детали из нержавеющей стали не должны

окрашиваться.

8.6.6.10 Наружные механически обработанные поверхности кроме поверхностей из

коррозионностойкого материала, должны быть покрыты антикоррозионными средствами.

8.6.6.11 Отверстия фланцев должны быть оснащены металлическими крышками

толщиной не менее 5 мм с эластомерными прокладками, а также как минимум, четырьмя

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


85




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

болтами, диаметр которых должен соответствовать диаметру отверстий под крепежные

детали. Для отверстий под крепежные шпильки для крепления крышек должны быть

использованы все необходимые шпильки.

8.6.6.12 Отверстия с разделкой под сварку, должны быть оснащены крышками,

предназначаемыми для предотвращения попадания посторонних материалов и повреждения

скоса.

8.6.6.13 Открытые концы валов и муфты сцепления валов должны быть обработаны

смазкой ПВК ГОСТ 19537-83 и упакованы с использованием водонепроницаемой

прессуемой парафинированной бумаги.

8.6.6.14 Трубные соединения вспомогательных систем, предусмотренные на

поставляемом оборудовании, должны быть проштампованы или снабжены бирками с

данными, соответствующими данным таблицы соединений изготовителя или монтажному

чертежу. Должны быть указаны режимы работы и обозначения соединений. Обозначения для

всех соединений насоса, включая соединения с пробками, должны соответствовать

ГОСТ 32601.

8.6.6.15 Точки строповки и монтажные петли должны четко идентифицироваться.

8.6.6.16 Оборудование должно идентифицироваться с указанием индивидуальных и

сеpийных номеров. Материалы, отгруженные по отдельности, должны идентифицироваться

посредством надежно прикрепленных коррозионностойких металлических бирок, на

которых указаны деталь и сеpийный номер оборудования. для которого они

предназначаются. Упакованное оборудование должно отгружаться с двумя упаковочными

листами, один из которых находится внутри транспортировочного контейнера, а второй

прикрепляется к его наружной поверхности.

8.6.6.17 Изготовитель должен обеспечить заказчика инструкциями по подготовке к

хранению оборудования, направленной на обеспечение его целостности на месте работы

перед пуском.

8.6.6.18 Приводы для вертикальных насосов массой более 200 кг после заводского

монтажа и центровки могут отсоединяться и поставляться отдельно, но в одной партии с

насосом.

8.6.6.19 При необходимости отдельной поставки других основных деталей требуется

предварительное согласование заказчика.

8.6.6.20 Элементы металлических сетчатых фильтров должны очищаться и

переустанавливаться до отгрузки. Неметаллические фильтры поставляются и

устанавливаются в неиспользованном состоянии.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


86




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

8.6.6.21 В руководстве по эксплуатации должен быть указан порядок, методика

периодичность и материалы, используемые при переконсервации насоса.


8.6.6.23 Одна копия инструкций изготовителя должна упаковываться и

транспортироваться вместе с оборудованием.


8.6.6.25 Насосы и вспомогательные устройства должны перевозиться полностью в

собранном виде.

8.6.6.26 Проставки муфты с крепежными элементами, а также другие изделия, такие

как шайбы ограничения потока, которые не являются частью насоса, должны помещаться в

отдельные ящики, снабжаться бирками и надежно крепиться к основанию.


8.6.6.28 Используемые ингибиторы ржавчины должны растворяться маслом и быть

совместимыми с перекачиваемыми жидкостями.

8.6.7 Перечень поставляемой документации 8.6.7.1 Заверенный компоновочный чертеж насоса с размерами, включающий

следующее:

- габаритный размер насоса и его составляющих, местоположение всех соединений

заказчика (предоставляется в сроки указанные в контракте, согласовывается с заказчиком);

- приблизительные общая и поднимаемые массы; общие размеры, зазоры для

технического обслуживания и демонтажа (предоставляется в сроки указанные в контракте);

- высота центральной оси вала и оси присоединяемых трубопроводов


- размеры фундаментных рам насоса, с указанием диаметров, количества и

местоположения анкерных болтов, а также анкерных колодцев (предоставляется в сроки


- подробности заливки раствором (предоставляется в сроки указанные в контракте);

- допустимые усилия и моменты для патрубков всасывания и напора


- схема строповки всех элементов насоса, включая центры тяжести и точки

строповочных элементов (предоставляется в сроки указанные в контракте);

- данные по выверке и центровке вала (предоставляется в сроки указанные в

контракте);

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


87




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

- направление вращения насоса, если смотреть со стороны ЭД (предоставляется в


8.6.7.2 Чертежи насоса в разрезе и перечни материалов.

8.6.7.3 Чертеж уплотнения вала и перечни материалов.

8.6.7.4 Чертеж и перечни материалов муфты вала, включая допустимые допуски

рассогласования и стиль ограждения муфты.


8.6.7.6 Ведомость материалов системы смазочного масла для насосов с картерной

смазкой, включая следующее:

- расходы, температуру и давление масла в каждой точке использования


- настройки управления, сигнализации и отключение давления и рекомендуемой

температуры (предоставляются в сроки указанные в контракте);

- измерительные приборы, предохранительные устройства, схемы управления и

монтажные схемы (предоставляется в сроки указанные в контракте).





8.6.7.11 Заверенные данные гидростатического испытания.

8.6.7.12 Сертификаты материалов: физические и химические данные продавца из

заводских протоколов (или паспортов) для деталей работающих под давлением, рабочих

колес и валов.

8.6.7.13 Промежуточные отчеты с подробным описанием причин любых задержек:

эти отчеты должны включать графики инженерно-технических разработок, графики закупок,

изготовления и испытаний для всех главных компонентов. Для каждого главного пункта

графика должны указываться планируемые и реальные даты и процентная готовность.

8.6.7.14 Режимы сварки, результаты неразрушающего контроля.

8.6.7.15 Данные эксплуатационных испытаний: заверенные заводские журналы

эксплуатационных испытаний, записи данных заводских испытаний (которые продавец

должен хранить в течение не менее 20 лет, считая от даты отгрузки); продавец перед

отгрузкой должен представлять заказчику заверенные копии данных по испытаниям.

8.6.7.16 Данные и протоколы дополнительных испытаний: данные и протоколы

дополнительных испытаний включают требуемое испытание NPSH, испытание уровня шума,

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


88




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

испытание вспомогательного оборудования, резонансное испытание корпусов подшипников

и любые другие испытания, согласованные между продавцом и заказчиком.

8.6.7.17 Заверенные данные балансировки ротора насоса.


8.6.7.19 Таблицы данных, характеризующие работу насоса:

- таблицы данных о шумах;

- исполнительные зазоры.

8.6.7.20 Свидетельства (сертификаты) об утверждении типов средств измерений.

8.6.7.21 Декларация о соответствии технического устройства требованиям

технических регламентов таможенного союза на насос.

8.6.7.22 Сертификаты соответствия требованиям технических регламентов

таможенного союза на торцовые уплотнения насосов.

8.6.7.23 Сертификаты качества всех используемых резинотехнических изделий.

8.6.7.24 При отсутствии в поставке специального инструмента и приспособлений -

технические условия на их изготовление.

8.6.7.25 Руководства, включающие инструкции по монтажу, эксплуатации и

техническому обслуживанию. Каждое руководство должно состоять из следующих разделов:

- монтаж;

- эксплуатация;

- демонтаж и сборка;

- эксплуатационные кривые;

- вибрационные данные;

- исполнительные данные;

- чертежи и данные;

8.6.7.26 Раздел «Монтаж» должен содержать:

- хранение и транспортировка (предоставляется в сроки указанные в контракте);

- фундамент;

- заливка;

- методики установки оборудования, оснастки, массы компонентов и схемы

подъема;

- центровка и подливка рамы (предоставляется в сроки указанные в контракте);

- рекомендации по присоединению трубопроводов (предоставляется в сроки


Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


89




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

- общий компоновочный чертеж насоса, включая местоположения анкерных болтов,

всех соединений в зоне ответственности поставщика оборудования (предоставляется в сроки


- зазоры для демонтажа.

8.6.7.27 Раздел «Эксплуатация» должен содержать:

- запуск, включая испытания и проверки перед запуском;

- методики выполнения регламентных работ;

- рекомендации по смазочному маслу.

8.6.7.28 Раздел «Демонтаж и сборка» должен содержать:

- ротор в корпусе насоса (предоставляется в сроки указанные в контракте);

- подшипники скольжения;

- упорные подшипники (включая зазор и предварительное нагружение

роликоподшипников;

- уплотнения;

- упорные кольца, если поставляются;

- допустимый износ рабочих зазоров;

- посадки и зазоры (предоставляется в сроки указанные в контракте);

- методики и интервалы регламентных профилактических работ.

8.6.7.29 Раздел «Эксплуатационные кривые» должен содержать, представленные на

совмещенном графике:

- зависимость напора насоса от подачи, с указанием зоны допустимых рабочих подач

насоса при изменении частоты вращения ротора (от номинальной до минимально

допустимой частоты вращения), образующую поле допустимых рабочих точек насоса по

напору и подаче (предоставляется в сроки указанные в контракте);

- зависимость КПД от подачи при номинальной частоте вращения (предоставляется

в сроки указанные в контракте);

- зависимость мощности на валу насоса от подачи (предоставляется в сроки


- зависимость допустимого кавитационного запаса NPSHR от подачи


- диаметр рабочих колес (предоставляется в сроки указанные в контракте).

8.6.7.30 Раздел «Вибрационные данные» должен содержать:

- данные вибрационного анализа;

- анализ поперечных критических скоростей;

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


90




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

- анализ критических скоростей вращения;

- анализ несбалансированного демпфированного отклика».

8.6.7.31 Раздел «Исполнительные данные» должен содержать:

- таблицы исполнительных данных;

- исполнительные зазоры;

- данные по балансировке ротора для многоступенчатых насосов;

- таблицы данных по шумам;

- эксплуатационные данные.

8.6.7.32 Раздел «Чертежи и данные» должен содержать:

- заверенный компоновочный чертеж насоса с размерами и перечнем соединений, со

схемой расположения основного и вспомогательного оборудования, допустимых нагрузок на

патрубки, указанием границ поставки (предоставляется в сроки указанные в контракте);

- чертежи поперечных сечений и список материалов;

- чертеж уплотнения вала и список материалов;

- чертеж расположения системы подачи смазочного масла и список соединений и

ведомость материалов (предоставляется в сроки указанные в контракте);

- задание на фундамент с указанием статических и динамических нагрузок на

фундамент с расположением фундаментных и установочных болтов (предоставляется в


- гидравлическая схема системы подачи смазочного масла с расположением

измерительных приборов. Подтверждение параметров применяемого смазочного масла

соответствующих опросному листу (предоставляется в сроки указанные в контракте);

- чертеж расположения электрики и измерительных приборов и список соединений;

- сборочный чертеж муфты и список материалов;

- схемы главных и вспомогательных уплотнений и список материалов;

- охлаждающий и нагревательный трубопровод, расположение измерительных

приборов и список соединений;

- рекомендованные запасные детали;

- методики консервации, упаковки и транспортировки элементов насоса


- паспорта безопасности материалов.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


91




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

9 Технические требования к изготовлению литых деталей и сварке 9.1 Введение Настоящий раздел устанавливает технические требования к изготовлению и контролю

качества литых корпусных деталей, работающих под давлением, магистральных и

подпорных насосов.

9.2 Общая информация 9.2.1 Литые корпусные детали (далее – отливки) должны изготавливаться по

технологическим процессам, обеспечивающим качество получаемых отливок в соответствии

с требованиями конструкторской документации.

9.2.2 Отливки должны обеспечивать показатели надежности, включая полный срок

службы насосов.

9.2.3 Изготавливаемые из отливок корпусные детали должны быть рассчитаны на

прочность при совместном действии номинального давления, сейсмических воздействий, а

также усилий и моментов, передаваемых на патрубки от присоединяемых трубопроводов.

9.2.4 Расчет на прочность должен проводиться по ГОСТ Р 52857.1.

9.2.5 Конфигурация и размеры отливок должны соответствовать требованиям

конструкторской документации.

9.3 Требования к литым корпусным деталям 9.3.1 исключен.

9.3.2 Отливки должны быть очищены от формовочной и стержневой смеси, окалины

и пригара. Прибыли и питатели должны быть удалены. Размеры остатков от прибылей,

питателей, технологических напусков и места их расположения устанавливаются

изготовителем и указываются в чертеже отливки. Заливы, облой и просечки должны быть

зачищены или обрублены в пределах допусков по чертежу отливки.

9.3.3 Отливка должна очищаться при помощи дробеструйной обработки.

Необходимо обследовать отливку визуально по ОТТ-75.180.00-КТН-147-17 на отсутствие

пригара, шлака, трещин, горячих трещин, усадочных раковин, газовых раковин, пористости

и похожих дефектов, которые могут навредить исправной работе, ухудшить внешний вид

или затруднить механическую обработку литья. Для внутренних поверхностей очистка

должна проводиться во всех доступных местах.

9.3.4 Неразрушающему контролю подвергается каждая отливка.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


92




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

9.3.5 Химический состав материала отливок должен соответствовать нормативным

документам. Допускается отклонение по химическому составу от требований нормативных

документов по согласованию с заказчиком, при условии обеспечения механических свойств

материала отливки, приведенных в таблице 20.

9.3.6 Содержание вредных примесей в отливках должны быть следующим:

- азот – не более 80 ppm;

- водород по жидкой стали – не более 3 ppm;

- сера – не более 0,020 %;

- кислород – не более 50 ppm;

- фосфор – не более 0,020 %.

Оценка загрязненности неметаллическими включениями проводится по

ГОСТ 1778 (метод Ш4). Загрязненность неметаллическими включениями (оксиды,

сульфиды, силикаты) – не более 3,5 балла.


9.3.8 Механические свойства материала отливок после окончательной

термообработки приведены в таблице 20.

При наличии мест исправления дефектов сваркой, величины, характеризующие

механические свойства наплавленного металла, зоны сплавления и зоны термического

влияния должны быть не ниже соответствующих величин основного материала и

обеспечиваться применением аттестованной технологии сварки. Твердость материалов мест

исправления дефектов должна соответствовать требованиям, приведенным в таблицах 10, 17

(строка 9).

Т а б л и ц а 20 – Механические свойства материала

№ п/п

Тип насоса

Предел текучести

σТ (σ0,2), МПа,

не менее

Относитель-ное

удлинение, %, не менее

Относитель-ное

сужение, %, не менее



1 2 3 4 5 6

1 Горизонтальные магистральные и

подпорные 250 14 25 24,5 -

2 Вертикальные полупогружные 275 14 25 - 24,5

9.3.9 Значение эквивалента углерода [С]Э должно быть не более 0,43.

9.3.10 Необходимо отлить два комплекта испытательных образцов по ОТТ-75.180.00-

КТН-147-17 для каждой партии (одной и той же плавки и идентичного качества

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


93




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

термообработки) – один для серии испытаний, а второй – на случай повторных испытаний с

учетом термообработки

9.3.11 Образец должен быть прикрепленным к отливке на протяжении всего процесса

термообработки.

9.3.12 Для каждой партии необходимо выполнить одну серию испытаний.

9.3.13 Серия испытаний включает одно испытание на растяжение, три испытания на

удар по Шарпи с применением образцов с V-образным надрезом – KCV-60 или KCV-40 в

соответствии с требованиями конструкторской документации.

9.3.14 Каждая отливка должна пройти испытание на твердость с помощью

переносного твердомера на соответствие требованиям конструкторской документации.

9.3.15 Вид и режимы термообработки должны соответствовать требованиям

конструкторской документации.

9.3.16 Количество допустимых полных термических обработок отливок должно быть

не более трех.

9.3.17 Количество отпусков или стабилизирующих отжигов отливок с приливными

пробными брусками одной и той же партии после закалки или нормализации для получения

требуемых механических свойств не ограничивается. Суммарное время термообработки не

более 50 ч.

9.3.18 Заглушки для отверстий должны быть сделаны из того же типа материала, что

и отливки, и должны быть механически обработаны или зачищены с таким же контуром как

внутренняя и внешняя поверхность отливок.

9.3.19 Элементы, исправленные сваркой, должны совпадать по внешнему контуру

поверхности отливок.

9.3.20 Производитель отливок должен убедиться в том, что изделие в надлежащем

состоянии, завершено и подходит для производства работ и изготовлено в соответствии с

размерами чертежа.

9.3.21 Отливки, работающее под давлением, включая части, которые отдельно

определены в спецификации, должны выдерживать гидравлические испытание без

очевидной утечки, вызванной дефектом литья.

9.3.22 Методы неразрушающего контроля литых корпусных деталей приведены в

таблице 21.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


94




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

Т а б л и ц а 21 – Методы неразрушающего контроля литых корпусных деталей № п/п Наименование метода

1 2 1 ВИК всех доступных поверхностей

2

Для магистральных насосов должны проводиться магнитопорошковый контроль или ПВК следующих участков: - мест удаления прибылей; - радиусных переходов; - кромок под сварку; - внутренние поверхности магистральных патрубков; - фланца; - поверхности, при визуальном осмотре, которых оценка результатов контроля вызывает сомнения. Для подпорных насосов должны проводиться магнитопорошковый контроль или ПВК в местах критических утолщений и на прибыльных участках отливки

3

Выполнение УЗК следующих участков для магистральных насосов: - кромки под приварку; - радиусного перехода к фланцу; - мест удаления прибылей; - фланца

4

Выполнение РК следующих участков для магистральных насосов: - кромок под приварку; - радиусные переходы от корпуса и крышки к фланцам (при технической возможности)

9.3.23 Методы проведения и критерии отбраковки при проведении неразрушающего

контроля – в соответствии с ОТТ-75.180.00-КТН-147-17.

Т а б л и ц а 22 – исключена. 9.3.24 Необходимость, вид и режимы термической обработки литых деталей после

исправления дефектов заваркой устанавливаются технологической документацией завода-

изготовителя отливок по согласованию с заказчиком корпусных деталей.

9.4 Общие требования к сварке 9.4.1 Организации, осуществляющие сварочные работы должны:

- располагать необходимым количеством руководителей, специалистов и персонала,

обеспечивающим условия качественного выполнения сварочных работ

- определить процедуры контроля соблюдения технологических процессов сварки;

- определить должностные обязанности, полномочия и взаимоотношения работников,

занятых руководством, выполнением или проверкой выполнения сварочных работ;

9.4.2 Сварочные работы должны выполняться в соответствии с технологической

документацией по сварке, включающей производственные инструкции и технологические

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


95




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

карты по сварке, утвержденной техническим руководителем предприятия. В

технологической документации должны быть отражены все требования к применяемым

сварочным технологиям, технике сварки, сварочным материалам и сварочному

оборудованию, контролю сварных соединений. Режимы сварки, последовательность

операций, технические приемы, а также технологические особенности процесса сварки,

обеспечивающие качество сварных соединений, должны быть приведены в технологических

картах по сварке.

9.4.3 При производстве сварочных работ необходимо обеспечить:

- идентификацию производственной документации и бланков;

- идентификацию использования основного материала;

- идентификацию применения сварочных материалов;

- идентификацию мест расположения сварных швов в конструкции;

- регистрацию сведений о сварщиках, выполняющих сварные швы;

- регистрацию мест и результатов исправлений сварных соединений;

- контроль соответствия выполнения процесса сварки технологическим картам

сварки.

Идентификация должна предусматривать маркировку основного и сварочных

материалов, технической и технологической документации, обеспечивающую

прослеживаемость их применения с целью выявления возможных причин брака при

проведении сварочных работ.

9.4.4 Контроль за производством сварочных работ проводится в порядке, принятом

на предприятии. Распределение обязанностей работников, осуществляющего руководство и

контроль за производством сварочных работ, должно быть документировано.

9.4.5 При осуществлении контроля должны учитываться требования Федеральных

норм и правил [6], требования технологической документации и сведения об аттестованных

сварщиках и специалистах сварочного производства, аттестованных сварочных материалах и

сварочном оборудовании.

9.4.6 При проведении сварочных работ оформляются исполнительная документация,

включающая журналы сварочных работ, заключения по контролю, протоколы испытаний

сварных соединений, обеспечивающие возможность идентификации записей с

выполненными сварными соединениями по шифрам клейм сварщиков и схемам сварных

соединений.

9.4.7 Сварочные работы должны выполняться аттестованными сварщиками с

применением аттестованного сварочного оборудования и материалов. Аттестация сварщиков

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


96




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

и специалистов сварочного производства должна производиться в соответствии с

ПБ 03-273-99.

9.4.8 Аттестация технологии сварки, сварочного оборудования и сварочных

материалов должны проводиться по РД 03-615-03, РД 03-614-03, РД 03-613-03

соответственно.

9.4.9 Все сварочные работы при изготовлении насосов и его элементов должны

производиться при положительных температурах в закрытых помещениях.

9.4.10 Все сварные швы насоса подлежат клеймению, позволяющему

идентифицировать сварщика, выполнявшего данные швы. Клеймо следует наносить на

расстоянии от 20 до 50 мм от кромки сварного шва с наружной стороны. Если шов с

наружной и внутренней сторон заваривается разными сварщиками, клейма ставятся только с

наружной стороны через дробь, где в числителе расположено клеймо сварщика с наружной

стороны шва, а в знаменателе – клеймо сварщика с внутренней стороны. Если сварные

соединения насоса выполняются одним сварщиком, то допускается клеймо ставить около

таблички или на другом открытом участке. По согласованию с заказчиком вместо клеймения

сварных швов допускается прилагать к паспорту насоса схему расположения швов с

указанием и росписью исполнителей.

9.4.11 Механические свойства сварных соединений должны отвечать следующим

требованиям:

- временное сопротивление разрыву должно быть не ниже минимального значения

временного сопротивления разрыву основного металла по нормативному документу для

данной марки стали;

- минимальное значение угла изгиба должно быть 120º, при отсутствии трещин или

надрывов длиной более 12,5 % его ширины, но не более 3 мм (испытания выполнять в

соответствии с требованиями ГОСТ 6996-66);

- твердость металла шва сварных соединений, после сварки низкоуглеродистой

стали должна быть не более 250 HV 10; после сварки низколегированной стали должна быть

не более 275 HV 10.

9.4.12 Механические свойства сварных соединений должны обеспечиваться

применением аттестованной технологии сварки.

9.4.13 Техническая документация должна предусматривать проведение

неразрушающего контроля сварных соединений в объёме не менее:

а) магистральные и горизонтальные подпорные насосы (всасывающий и напорный

патрубки):

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


97




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

- ВИК – 100 %;

- магнитопорошковый контроль (или ПВК) – 100 %;

- ультразвуковой контроль – 100 %;

- радиографический контроль – 100 %;

б) вертикальные подпорные насосы (стакан и напорный патрубки):

- ВИК – 100 %;



- радиографический контроль – 10 % линейных сварных швов и 100 %

поперечных сварных швов;

в) вспомогательные трубопроводы:

- ВИК – 100 %;



- радиографический контроль – 10 %.

Критерии отбраковки при проведении неразрушающего контроля в соответствии – в


9.4.14 Лаборатория неразрушающего контроля должна быть аттестована

по ПБ 03-372-00.

9.4.15 В лаборатории должна действовать разработанная и документированная

система качества, соответствующая области деятельности.

9.4.16 Лаборатория, проводящая радиационный контроль, должна иметь

радиационно-гигиенический паспорт.

9.4.17 В лаборатории должен постоянно вестись учет профессиональной подготовки

персонала и его квалификации.

9.4.18 При проведении работ по неразрушающему контролю лаборатория должна

руководствоваться следующими документами:

- нормативные документы, регламентирующие технические требования, методы

контроля, показатели качества объектов контроля;

- правила контроля, основные положения по контролю и другие методические

документы;

- технологические инструкции, технологические карты, методики или иные

документы, регламентирующие порядок проведения контроля конкретных объектов.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


98




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

9.4.19 Специалисты по неразрушающему контролю и руководители лаборатории

(группы) должны быть аттестованы по ПБ 03-440-02 на уровень квалификации не ниже II по

соответствующим методам неразрушающего контроля.

9.4.20 Специалисты, непосредственно осуществляющие неразрушающий контроль, не

должны иметь медицинских противопоказаний по состоянию здоровья.

9.4.21 Специалисты, выполняющие работы по радиографическому контролю с

применением технологии цифровой радиографии, должны пройти специальное

дополнительное обучение и иметь соответствующие подтверждающие документы.

9.4.22 Ремонтные работы по исправлению дефектов, глубиной более 20 % от

толщины стенки или с площадью поверхности, более 65 см2, должны быть согласованы с

заказчиком перед их осуществлением.

9.4.23 После выборки дефектов, поверхность выборки должна быть

проконтролирована с помощью ПВК или магнитопорошкового контроля в соответствии с

требованиями ОТТ-75.180.00-КТН-147-17.

9.4.24 После проведения сварочных работ, включая заварку отверстий, они должны

быть подвергнуты термической обработке.

9.4.25 Заварка выборок без последующей термической обработки исправленных

отливок допускается при условии, если максимальная глубина выборок не превышает 20 %

от толщины стенки при толщине стенки до 125 мм или 25 мм – при толщине стенки свыше

125 мм, а максимальная площадь выборки в плане составляет не более 100 см2. Ограничение

выборки металла отливки при ремонте – в соответствии с ОТТ-75.180.00-КТН-147-17.

9.4.26 Заваренный участок детали и прилегающая зона на расстоянии не менее 20 мм

от линии сплавления должны контролироваться методами ВИК, ПВК или

магнитопорошкового, радиографического, ультразвукового контроля.

9.4.27 Качество всех сварочных работ должно быть подтверждено методами

неразрушающего контроля. Неразрушающий контроль должен быть проведен после

термической обработки при наличии необходимости ее проведения согласно требованиям

технологической документации.

9.4.28 Сварочные работы, в том числе ремонтные работы по исправлению дефектов,

в соответствии с операционными технологическими картами. В процессе сварочных работ

выполняется пооперационный контроль , результаты которого фиксируются в операционной

карте. При проведении ремонтных работ по исправлению дефектов в операционной карте

должны быть зафиксированы: вид дефекта, его расположение и размеры, размеры выборки

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


99




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

дефекта, метод исправления (вид сварки), режим термообработки (при необходимости ее

проведения), результаты контроля.

9.5 Клеймение и маркировка материалов 9.5.1 Клеймение должно содержать номер плавки, номер детали и другие данные,

предусмотренные конструкторской документацией. Клеймение должно быть выполнено на

литье, нанесено ударным или иным способом, предусмотренным конструкторской

документацией.


9.6 Документация 9.6.1 Вся документация должна быть на русском языке.

9.6.2 Сертификат на отливки должен содержать:

- товарный знак завода-изготовителя;

- шифр и наименование отливки;

- марку материала;

- номер плавки;

- отметку о выполнении термической обработки;

- результаты химического анализа;

- результаты контроля механических свойств;

- заключение ОТК о соответствии отливки требованиям конструкторской

документации, нормативным документам.

- сведения об основных ремонтных работах согласно 9.4.28.

10 Испытания 10.1 Общие требования 10.1.1 Для подтверждения технических характеристик насоса требованиям заказчика

проводятся следующие виды испытаний:

- гидравлические испытания;

- приемочные испытания (первого насоса каждого типоразмера) в объеме

параметрических и дополнительных испытаний;

- параметрические испытания каждого насоса.

10.1.1а Насосы, типоразмеры которых отсутствуют в настоящем документе, должны

подвергаться контролю в соответствии с планами технологического контроля,

разработанными ООО «Транснефть Надзор»».

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


100




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

10.1.2 Объем и перечень комплектующих продукции, подлежащих приемочным и

параметрическим испытаниям в присутствии представителей заказчика приведены

в таблице 24.

10.1.3 Объемы приемочных и параметрических испытаний приведены в таблице 25.

10.1.4 Гидравлические испытания насосов проводятся в присутствии представителей

технического контроля предприятия-изготовителя.

10.1.5 Не позднее, чем за шесть недель перед первыми запланированными

испытаниями завод-изготовитель должен представить заказчику согласованные с

ОАО «АК «Транснефть» программы приемочных и приемо-сдаточных испытаний.


10.1.7 Методики испытаний должны включать погрешности измерений всех данных,

используемых при расчете подачи, напора и мощности, а также все критерии приемки.

Т а б л и ц а 24 – Объем и перечень комплектующих продукции, подлежащих приемочным и параметрическим испытаниям в присутствии представителей заказчика

№ п/п Комплектующие продукции

Количество поставляемых

комплектующих, шт.

Объем комплектующих продукции, испытания которых проводятся в

присутствии представителей заказчика, шт.

Приемочные1) Параметрические2)

1 2 3 4 5 1 Насос Х 1 Х

2 Система затворной жидкости (при наличии)

Х 1 Х

3 Маслосистема (при наличии) Х 1 Х 1) Приемочным испытаниям, проводимым с участием представителей заказчика, подлежат первые по

времени поставки комплектующие продукции каждого наименования (типоразмера) продукции из поставляемой по договору.

2) Параметрическим испытаниям, проводимым с участием представителей заказчика, подлежат первые по времени поставки комплектующие продукции каждого наименования (типоразмера).

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


101




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

Т а б л и ц а 25 – Объем приемочных и параметрических испытаний

№

п/п

Определяемые характеристики и

контролируемые показатели

Испытания насосов типа ВВ1

Испытания насосов типа VS6 и VS7

При

емоч

ные

Пар

амет

риче

ские

При

емоч

ные

Пар

амет

риче

ские

1 2 3 4 5 6 Определяемые характеристики

1 Напорная + + + +

2 Энергетическая (КПД, мощность) + + + +

3 Кавитационная NPSHR + + + +

4 Энергетическая гидромуфты (при

наличии) + - - -

Контролируемые параметры на номинальном режиме 5 Подача + + + + 6 Напор + + + + 7 Частота вращения + + + +

8 Рабочий диапазон изменения частоты вращения (для насосов с изменяемой частотой вращения)

+ - - -

9

Скорость изменения частоты

вращения (для насосов с

изменяемой частотой вращения)

+ - - -

10 Кавитационный запас NPSHR + + + +

11 Мощность + + + +

12 КПД + + + +

13 Внешняя утечка + + + +

14 Вибрация + + + +

15 Температура + + + +

16 Шум + - + -

17 Масса и габариты + - + -

П р и м е ч а н и я 1 Знак «+» – контроль/испытание проводится. 2 Знак «–» – контроль/испытание не проводятся.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


102




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

10.2 Гидравлические испытания 10.2.1 Гидравлическим испытаниям на прочность и герметичность должны

подвергаться детали насосов и вспомогательного оборудования, работающие под давлением

(корпуса, крышки, торцовые уплотнения, приемные стаканы и т. д. совместно с их

крепежными деталями).

10.2.2 Каждый насос должен подвергаться гидравлическим испытаниям на прочность

и герметичность в сборе на стенде завода-изготовителя, а также на месте эксплуатации.

10.2.3 Насосы в сборе на заводе-изготовителе и на месте эксплуатации должны

испытываться с установленными штатными торцовыми уплотнениями.

10.2.4 Прокладки, используемые при гидравлических испытаниях насоса в сборе,

должны быть такие же, как и поставляемые с насосом и устанавливаться без помощи

герметика.

10.2.5 Гидравлические испытания должны проводиться перед проведением

параметрических испытаний.

10.2.6 В процессе гидравлических испытаний не допускаются течи и потения за

исключением утечек, предусмотренных конструкцией торцовых уплотнений.

10.2.7 Вспомогательное оборудование, подвергаемое при работе воздействию

текучих технологических сред, должно быть испытано давлением, превышающим рабочее не

менее чем в 1,3 раза, но не менее 1 МПа.

10.2.8 На заводе-изготовителе корпусные детали насосов, работающие под

давлением, должны испытываться на прочность пробным давлением воды, превышающим

предельное давление насоса в 1,5 раза, в течение времени не менее 60 мин. Затем давление

должно снижаться до предельного и выдерживаться в течение времени, необходимого для

осмотра корпуса в целях подтверждения его герметичности, но не менее 30 мин.

10.2.9 На заводе-изготовителе насосы в сборе следует испытывать на прочность и

герметичность пробным давлением воды, превышающим предельное давление в 1,25 раза, в

течение не менее 60 мин. Затем давление должно снижаться до предельного и

выдерживаться в течение времени, необходимого для осмотра насоса в целях подтверждения

его герметичности, но не менее 30 мин.

10.2.9а На заводе-изготовителе, в случае невозможности проведения испытаний на

прочность и герметичность приварных катушек в составе насоса, катушки должны быть

отдельно подвергнуты испытаниям на прочность и герметичность давлением

соответствующему пробному и номинальному давлению насоса.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


103




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

10.2.10 На месте эксплуатации насос в сборе должен допускать гидравлические

испытания совместно с прилегающими трубопроводами на прочность пробным давлением

воды, превышающим предельное давление насоса в 1,25 раза, в течение времени

не менее 24 ч и на герметичность пробным давлением равным предельному в течении

времени не менее 12 ч, но не более пробного давления прилегающих трубопроводов.

Температура окружающей среды и испытательной жидкости – не менее 5 °С.

10.3 Параметрические испытания 10.3.1 Параметрические испытания должны проводиться в соответствии с

требованиями ГОСТ 32601, ГОСТ 6134. Анализ результатов испытаний осуществлять в

соответствии с требованиями ГОСТ 6134.

10.3.2 Каждые насос подвергается параметрическим испытаниям на стенде завода-

изготовителя в комплекте со штатным оборудованием и системами. Допускается по

согласованию с Заказчиком проводить испытания со стендовым оборудованием и системами.

10.3.3 Испытания должны производиться на стенде с рабочей средой – вода.

10.3.4 Технические жидкости, используемые при проведении испытаний, должны

соответствовать требованиям эксплуатационной документации.

10.3.5 Насосы должны испытываться с установленными контрактом подшипниками и

торцовыми уплотнениями.

10.3.6 Средства измерения, используемые при проведении испытаний и контроля,

должны иметь шкалу, тарированную в единицах системы СИ, и иметь действующие отметки

о поверке.

10.3.7 Перед началом параметрических испытаний необходимо проверить

работоспособное состояние насоса путем его обкатки в течение: при испытаниях первого

насоса из партии – не менее 4 ч, остальные – не менее 30 мин на режиме с номинальной

частотой вращения и номинальной подаче при постоянном контроле вибрационных и

температурных характеристик подшипниковых узлов, а также утечек через торцовые

уплотнения.

10.3.8 Параметрические испытания, при наличии контрактного оборудования для

регулировки частоты вращения вала насоса, проводятся в рабочем диапазоне изменения

частоты вращения вала насоса, от минимального значения к максимальному или от

максимального к минимальному с шагом позволяющим построить необходимые поля

характеристик.

10.3.9 При параметрических испытаниях для каждого значения заданной частоты

вращения в интервале от нулевой подачи до подачи, превышающей не менее чем на 10 %

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


104




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

наибольшую подачу рабочего диапазона, должны строиться напорная (Q-H), энергетическая

(Q-P, Q-η) характеристики при давлении на входе в насос, исключающем влияние кавитации

для каждой заданной частоты вращения. Для насосов, не допускающих работу при нулевой

подаче, допускается принимать минимальную подачу по ГОСТ 6134.

10.3.10 Для НА оснащенных гидромуфтой при проведении приемочных испытаний

строится энергетическая характеристика гидромуфты (Q-P, Q-η), которая должна быть

определена в интервале от нулевой подачи до подачи, превышающей не менее чем на 10 %

наибольшую подачу рабочего диапазона, для каждой заданной частоты вращения.

10.3.11 При построении характеристик используется не менее 10 режимных точек с

учетом выполнения требований ГОСТ 32601 (8.3.3.3), в диапазоне от нулевой подачи до

подачи, превышающей не менее чем на 10 % наибольшую подачу рабочего диапазона, при

заданной частоте вращения. Для насосов, не допускающих работу при нулевой подаче,

допускается принимать минимальную подачу по ГОСТ 6134.

10.3.12 Если после завершения параметрических испытаний необходимо

демонтировать насос с единственной целью механической обработки колес для того, чтобы

обеспечить соответствие значения напора насоса допускаемым значениям, повторные

испытания не требуются, если уменьшение диаметра не превышает 5 % от исходного

диаметра.

10.3.13 Отклонение частоты вращения от заданной при испытания должно

составлять не более 3 %.

10.3.14 Измерение частот вращения вала насоса (выходного вала гидромуфты)

должно определяться стробоскопическим методом или с использованием магнитного

счетчика.

10.3.15 Скорость изменения частоты вращения вала насоса (при наличии системы

регулирования частоты вращения) должна измеряться:

- при пуске насоса от 0 % до 100 %;

- при остановке насоса от 100 % до 0 %.

10.3.16 Диапазон изменения частоты вращения вала насоса относительно

номинальной частоты, проверяется в рабочем диапазоне подач при изменении частоты

вращения от максимальной к минимальной и от минимальной к максимальной.

10.3.17 Значения вибрационных и температурных показателей насоса и гидромуфты

(при наличии) должны записываться для каждой рабочей точки за исключением останова.

Контроль показателей должен осуществляться штатными системами контроля вибрации и

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


105




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

температуры. Значения показателей в рабочих диапазонах подач и заданной частоты

вращения не должны превышать паспортные значения.

10.3.18 Во время испытания насосов со смазываемыми под давлениями

подшипниками, должен измеряться и записываться расход масла к каждому корпусу

подшипника.

10.3.19 Мощность насоса должна определяться посредством замера крутящего

момента на валу насоса, с одновременным измерением частоты вращения с последующим

расчетом мощности на валу насоса.

10.3.20 КПД насоса определяется как отношение полезной мощности к мощности

насоса.

10.3.21 Мощность подводимая к гидромуфте должна определяться посредством

замера крутящего момента на входному валу гидромуфты с одновременным измерением

частоты вращения и последующим расчетом мощности на входном валу гидромуфты.

10.3.22 КПД гидромуфты определяется как отношение мощности на валу насоса к

мощности подводимой к входному валу гидромуфты.

10.3.23 Результаты проведения всех видов испытаний должны оформляться актами

и протоколами в соответствии с согласованными заводом-изготовителем и заказчиком

программами и методиками испытаний. По результатам испытаний в паспорт насоса должна

быть вложена его характеристика.

10.4 Дополнительные испытания 10.4.1 Контроль массы и габаритных размеров

При проведении приемочных испытаний должны контролироваться масса и

габаритные размеры насоса.


10.4.3 В точках соответствующих минимальной, номинальной и максимальной

подачам рабочего интервала подач при каждой заданной частоте вращения должен

определяться NPSHR (допускаемый кавитационный запас, соответствующий падению напора

на 3 %) путем снятия частных кавитационных характеристик в соответствии с

ГОСТ 32601 (8.3.4.3). Допускаемое отклонение подачи должно составлять не более 5 % в

соответствии с ГОСТ 6134.


10.4.5 Испытание уровня шума

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


106




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

Уровень шума должен определяться в соответствии с ГОСТ 6134 при номинальной

частоте вращения и номинальной подаче. Допускаемое отклонение подачи и частоты

вращения должно составлять не более 5 %.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


107




СТТ-23.080.00-КТН-240-14

«Приложение А (обязательное)

Габаритные и присоединительные размеры насосов

А.1 Габаритные размеры горизонтальных двухопорных насосов приведены на

рисунке А.1. Размеры d1 и d2 присоединяемых трубопроводов указываются в опросных

листах.

а) лапы в нижней части корпуса б) лапы по оси патрубков

Рисунок А.1 – Габаритные размеры горизонтальных двухопорных насосов

А.2 Величины габаритных размеров горизонтальных двухопорных насосов

приведены в таблице А.1.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


ПА











ТТ-23.080.00-КТН

-240-14

108

Т а б л и ц а А . 1 – Габаритные размеры горизонтальных двухопорных насосов

№ п/п Тип насоса Типоразмер l1, мм l2, мм l3, мм l4, мм h1, мм h2, мм h3, мм h4, мм a, мм b, мм d, мм

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 4 5 6

1 Насос магистральный

горизонтальный

10000-210 1700 1845 2600 1358 600 600 1200 2050 1360 1000 42

7000-210 1600 1500 2600 1358 500 500 1000 1785 1250 920 42

3600-230 1250 1050 2250 1120 440 440 870 1435 900 820 42

2500-230 950 950 2250 1120 440 440 870 1405 900 820 42

1250-260 700 700 1950 950 340 320 630 1200 840 680 42

2 Насос подпорный

горизонтальный

2200-45 1000 1300 1836 979 418 258 925 1932 900 1000 45

1250-65 750 750 1224 678 265 165 750 1695 700 700 33 П р и м е ч а н и е – Размеры являются предпочтительными, отступление согласовывается с заказчиком.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


ПАО«Транснефть»



СТТ-23.080.00-КТН-240-14

109

А.3 Габаритные размеры вертикальных полупогружных двухкорпусных насосов

приведены на рисунке А.2. Размеры d2 присоединяемых трубопроводов указываются в

опросных листах.

Рисунок А.2 – Габаритные размеры вертикальных полупогружных двухкорпусных

насосов

А.4 Величины габаритных размеров вертикальных полупогружных двухкорпусных

насосов приведены в таблице А.2.

Т а б л и ц а А.2 – Габаритные размеры вертикальных полупогружных двухкорпусных

насосов

№ п/п

Номинальная подача, м3/ч

d1, мм

d3, мм

d4, мм

d5, мм

Н, мм

1 2 3 4 5 6 7 1 5000 720 2000 2190 54 3980 2 3600 720 1900 2190 54 4250 3 2500 530 1800 1990 42 4300 4 1250 530 1400 1990 54 3700 5 600 325 1050 1640 42 2200

П р и м е ч а н и е – Размеры являются предпочтительными, отступление согласовывается с заказчиком.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО





СТТ-23.080.00-КТН-240-14

110

Приложение Б (справочное)

Форма опросного листа горизонтальных двухопорных насосов

УТВЕРЖДАЮ Главный инженер .

наименование ОСТ

И.О. Фамилия « » 20 г.

Опросный лист № _______________

Заказчик ________________________________________________________________________

Устанавливается на объекте _______________________________________________________

Обозначение насоса ______________________________________________________

Требуемое количество ____________________________________________________________

1 Основные параметры насоса приведены в таблице 11).

Т а б л и ц а 1 – Основные параметры насоса

№ п/п Наименование параметра

Значение

соответствует СТТ-23.080.00-

КТН-240-14

не соответствует СТТ-23.080.00-КТН-

240-14

1 2 3 4

1 Отношение подачи насоса со сменным ротором к номинальной подаче насоса

0,5

по таблице 10 0,7 1,0 1,25

2 Подача, м3/ч 3 Напор, м 4 Потребляемая мощность, кВт, не более 5 КПД, %, не менее 6 NPSHR, м, не более 7 Частота вращения, об/мин 8 Рабочий диапазон, м3/ч Указать min/max2)

9 Режим работы, ч/сут

10 Направление вращение при взгляде со стороны электродвигателя

по часовой стрелке

против часовой стрелки

1) Поскольку на основании настоящей формы оформляют конкретный опросный лист, то в ней

использована нумерация отдельного документа, а не приложения к настоящему документу. 2) Здесь и далее указания по заполнению элементов заключения приведены курсивом.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО





СТТ-23.080.00-КТН-240-14

111



Значение


КТН-240-14

не соответствует СТТ-23.080.00-КТН-

240-14 1 2 3 4

11 Перекачиваемая жидкость

Нефть по таблице 3 Светлые нефтепродукты 12 Контроль по таблице 4

13 Климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150-69 УХЛ 4

14 Сейсмичность района С0 С

15 Нагрузки на патрубки по таблице 5 16 Присоединяемые трубопроводы по таблице 6

2 Комплектность поставки приведена в таблице 2.

Т а б л и ц а 2 – Комплектность поставки № п/п

Наименование оборудования Указание о поставке Характеристики

1 2 3 4 1 Электродвигатель по таблице 7 2 Частотный преобразователь по таблице 8

3 Цифровой регулятор возбуждения двигателя по таблице 9

4 Муфта по рисунку 3

5 Рама общая раздельная

6 Маслоустановка общая индивидуальная

7 Система запирания

по схеме 31 в соответствии с ГОСТ 32600-2013

по схеме 53В в соответствии с ГОСТ 32600-2013

8 Комплект КИП и А По СТТ-23.080.00-КТН-240-14 9 Комплект ЗИП По СТТ-23.080.00-КТН-240-14

10 Запасной ротор

0,50 ____ шт.

по таблице 10 0,70 ____ шт. 1,00 ____ шт. 1,25 ____ шт.

11 Гидромуфта по таблице 11

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО





СТТ-23.080.00-КТН-240-14

112

3 Параметры перекачиваемой жидкости приведены в таблице 3.

П р и м е ч а н и е – Таблица заполняется при несоответствии параметров перекачиваемой жидкости требованиям СТТ-23.080.00-КТН-240-14. Т а б л и ц а 3 – Параметры перекачиваемой жидкости № п/п Параметр Единица

измерения Значение

1 2 3 4 1 Температура °С 2 Кинематическая вязкость м2/с 3 Плотность при 20 °С кг/м3 4 Давление насыщенных паров, не более кПа


Массовая доля серы, не более % Массовая доля парафина, не более % Массовая доля механических примесей, не более %

Максимальный линейный размер механических примесей твердостью до 7 по шкале Мооса

мм

Массовая доля воды, не более % Концентрация хлористых солей, не более мг/дм3

Массовая доля сероводорода, не более млн.-1 (ppm)

Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, не более млн.-1 (ppm)

4 Параметры контроля приведены в таблице 4. П р и м е ч а н и е – Таблица заполняется при несоответствии параметров контроля требованиям

СТТ-23.080.00-КТН-240-14. Т а б л и ц а 4 – Параметры контроля

№ п/п Объект контроля Объем контроля Виды контроля Примечание

1 2 3 4 5

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО





СТТ-23.080.00-КТН-240-14

113

5 Нагрузки на патрубки насоса приведены на рисунке 1 и в таблице 5.

Рисунок 1 – Нагрузки на патрубки насоса

Т а б л и ц а 5 – Нагрузки на патрубки насоса №

п/п Патрубок Силы, кН Момент, кН·м

Fx Fy Fz Mx My Mz 1 2 3 4 5 6 7 8 1 Всасывающий 2 Нагнетающий

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО





СТТ-23.080.00-КТН-240-14

114

6 Характеристики присоединяемых трубопроводов приведены на рисунке 2 и в таблице 6.

Рисунок 2 – Характеристики присоединяемых трубопроводов

Т а б л и ц а 6 – Характеристики присоединяемых трубопроводов

№ п/п Наименование Обозначение Значение,

допуск 1 2 3 4

1 Наружный диаметр трубы под приварку для катушки всасывающего патрубка, мм D

2 Толщина стенки трубы под приварку для катушки всасывающего патрубка, мм а

3 Класс прочности приварки катушки к всасывающему патрубку -

4 Наружный диаметр трубы под приварку для катушки напорного патрубка, мм D1

5 Толщина стенки трубы под приварку для катушки напорного патрубка, мм а1

6 Класс прочности приварки катушки к напорному патрубку -

7 Характеристики электродвигателя приведены в таблице 7. П р и м е ч а н и е – Таблица заполняется при поставке электродвигателя.

Т а б л и ц а 7 – Характеристики электродвигателя № п/п Запрашиваемые данные Единица

измерения Технические

характеристики 1 2 3 4 1 Тип электродвигателя -

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО





СТТ-23.080.00-КТН-240-14

115

2 Мощность электродвигателя кВт

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО





СТТ-23.080.00-КТН-240-14

116

Продолжение таблицы 7

№ п/п Запрашиваемые данные Единица


характеристики 1 2 3 4

3 Номинальное линейное напряжение на зажимах статора электродвигателя В

4 Частота вращения электродвигателя об/мин 5 КПД, не менее % 6 сos φ, не менее - 7 Кратность пускового тока, не более - 8 Кратность пускового момента, не менее -

9 Направление вращения, если смотреть на двигатель со стороны механизма -

10 Требуемая степень защиты по ГОСТ 14254-96 (оболочка/вводное устройство) -

11 Исполнение по способу охлаждения -

12 Исполнение взрывозащиты по ГОСТ 30852.0-2002 -

13 Сейсмостойкость по шкале MSK-64 балл 14 Климатическое исполнения по ГОСТ 15150-69 - 15 Категория размещения по ГОСТ 15150-69 - 16 Расположение коробки выводов - 17 Пуск непосредственно от сети - 18 Система возбуждения электродвигателя - 19 Способ пуска - 20 Пуск с нагрузкой или без нагрузки -

21 Величина пускового напряжения с учетом конкретной силовой схемы питания В

22 23

Количество пусков, не менее

из холодного состояния - из горячего состояния -

Наименование, тип и завод-изготовитель приводного механизма -

24 Наименование напряжения и род тока сети, от которой питается аппаратура управления -

25

Наличие горизонтальных (вертикальных и осевых) площадок на подшипниковых узлах для установки датчиков вибрации аппаратуры виброконтроля

-

26 Наличие встроенных датчиков температуры с выводом кабелей в клеммную коробку -

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО





СТТ-23.080.00-КТН-240-14

117

Окончание таблицы 7 № п/п Запрашиваемые данные Единица

измерения Технические характеристики

1 2 3 4 27 Тип датчиков температуры -

28 Количество датчиков температуры, не менее шт.

29 Количество датчиков вибрации шт.

30 Схема подключения датчиков температуры -

31 Режим работы - 32 Срок службы электродвигателя, не менее лет 33 Гарантийный срок эксплуатации, не менее мес 34 Объем поставки - 35 Дополнительные требования - 36 КИП - 1) 37 ЗИП - 1) 38 ЗИП для КИП - 1) 39 Проведение шеф-монтажных работ - 1)

1) Поставить отметку при необходимости поставки.

8 Характеристики преобразователя частоты приведены в таблице 8. П р и м е ч а н и е – Таблица заполняется при поставке преобразователя частоты.

Т а б л и ц а 8 – Характеристики преобразователя частоты № п/п Запрашиваемые данные Единица



1 Расположение оборудования (помещение, на улице, под навесом) -

2 Температура наиболее холодной пятидневки с обеспеченностью 0,92 ºС

3 Абсолютная минимальная температура воздуха ºС

4 Абсолютная максимальная температура воздуха ºС

5 Расчетная температура наиболее холодных суток обеспеченностью 0,92 ºС

6 Сейсмостойкость по шкале MSK-64 балл

7 Перегрузочная способность %

8 Номинальное линейное напряжение на входных зажимах изделия В

Продолжение таблицы 8

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО





СТТ-23.080.00-КТН-240-14

118




9 Частота выходного напряжения Гц

10 КПД в номинальном режиме, не менее %

11 Коэффициент мощности на входе, не менее -

12 Выходная мощность на номинальном режиме, не менее кВт

13

Скорость изменения частоты вращения вала электродвигателя при разгоне и торможении для агрегата с номинальной мощностью при частоте вращения 3000 об/мин в течение 1 с

об/мин

14 Рабочий диапазон изменения частоты вращения вала электродвигателя %

15 Абсолютная погрешность регулирования частоты вращения вала электродвигателя во всём диапазоне, не более

об/мин

16 Время от момента получения изменения задания регулирования до начала изменения числа оборотов вала электродвигателя, не более

мс

17 Пульсации момента, не более %

18

Значения суммарных коэффициентов, гармонических составляющих напряжения в точках присоединения, усредненные в интервале времени 10 мин, не более

в течение 95 % времени интервала в одну неделю %

в течение 100 % времени интервала в одну неделю %

19 Допустимое отклонение коэффициента искажений синусоидальности напряжения на входе и выходе преобразователя частоты, не более

%

20 Напряжение цепей оперативного питания при частоте 50 Гц В

21 Степень защиты для наружной установки оборудования (блок-контейнер) по ГОСТ 14254-96 -

22 Тип согласующих трансформаторов -

23 Условия установки согласующих трансформаторов -

24 Климатическое исполнение и категория размещения согласующих трансформаторов и блок контейнера преобразователя частоты по ГОСТ 15150-69

-

25 Ввод кабелей в преобразователь частоты -

26 Тип системы охлаждения -

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО





СТТ-23.080.00-КТН-240-14

119




27 Уровень взрывозащиты по ГОСТ 30852.0-2002 -

28 Срок службы, не менее лет

29 Наработка на отказ, не менее ч

30 Ресурс до капитального ремонта, не менее ч

31 Гарантийный срок эксплуатации лет

32 Срок сохраняемости, не менее лет

33 Габаритные размеры и конструктивные требования к блок-контейнеру -

34 Требования к системе автоматики -

35 Требования к средствам пожарной сигнализации и оповещения о пожаре в блок-контейнере -

36 Порядок взаимодействия преобразователя частоты с системой автоматики НПС -

37 ЗИП - 1) 1) Поставить отметку при необходимости поставки.

9 Характеристики цифрового регулятора возбуждения двигателя приведены в таблице 9. П р и м е ч а н и е – Таблица заполняется при поставке цифрового регулятора возбуждения двигателя.

Т а б л и ц а 9 – Характеристики цифрового регулятора возбуждения двигателя


измерения Значение/ описание

1 2 3 4 1 Тип устройства - 2 Наличие согласующего трансформатора - 3 Питающее напряжение В 4 Номинальный ток возбуждения А 5 Номинальное напряжение возбуждения В 6 Максимальный ток возбуждения А 7 Кратность форсировки по току, не менее -

8 Потребление по измерительным цепям напряжения и тока статора, не более Вт

9 Точность поддержания сos φ, не менее - 10 Максимальный ток для входных сигнальных цепей А 11 Наличие блока осцилографирования -

12 Объем хранимых осциллограмм пуска и останова двигателя запись

13 Объем журнала событий запись

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО





СТТ-23.080.00-КТН-240-14

120

Окончание таблицы 9 № п/п

Запрашиваемые данные

1 2 14 Наличие дисплея

15 Наличие приборов для измерения напряжения, тока статора и ротора

16 Резервирование управляющей части 17 Перечень реализуемых защит

18 Необходимость интеграции в состав автоматической системы технологического учета электроэнергии

19 Физический интерфейс 20 Протокол обмена данными

21 Необходимость передачи информации в автоматическую систему управления технологическим процессом

22 Требуемая степень защиты по ГОСТ 14254-96 23 Категория помещения (взрывобезопасность и т. п.) 24 Средняя наработка на отказ 25 Срок эксплуатации 26 Габаритные размеры, не более 27 Сейсмичность по шкале MSK-64

28 Климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150-69

29 ЗИП


10 Присоединительные размеры муфт приведены на рисунке 3.

Рисунок 3 – Присоединительные размеры муфт

П р и м е ч а н и е – На размерных линиях необходимо указать соответствующие присоединительные размеры.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО





СТТ-23.080.00-КТН-240-14

121

11 Требуемые характеристики дополнительных роторов приведены в таблице 10. П р и м е ч а н и е – Таблица заполняется при несоответствии дополнительных роторов требованиям

СТТ-23.080.00-КТН-240-14. Т а б л и ц а 10 – Требуемые характеристики дополнительных роторов

№ п/п Наименование Единица


1 2 3 4 1 Подача м3/ч 2 Напор м 3 Потребляемая мощность, не более кВт 4 КПД, не менее % 5 NPSHR, не более м 6 Частота вращения об/мин 7 Рабочий диапазон м3/ч От _____ до ______

П р и м е ч а н и е – При необходимости поставки нескольких роторов таблица повторяется.

12 Характеристики гидромуфты приведены в таблице 11. П р и м е ч а н и е – Таблица заполняется при поставке гидромуфты.

Т а б л и ц а 11 – Характеристики гидромуфты

№ п/п Параметры Единица

измерения Значение/описание

1 2 3 4

1 Номинальная мощность кВт 2 Номинальная частота вращения об/мин

3 Скольжение гидромуфты при передаче номинальной мощности, не более %

4 Номинальный крутящий момент Н·м

5 Отношение пускового момента к номинальному в процессе разгона -

6 Отношение стопового момента (момента при скольжении 100 %) к номинальному -

7 Рабочая жидкость - 8 Объем наполнения м3

9 Температура срабатывания тепловой защиты

Предохранительная ºС

Защитная ºС

10 Габаритные размеры Диаметр мм Длина мм

11 Масса гидромуфты без рабочей жидкости и моторной полумуфты кг

12 Общая масса кг 13 Смазка подшипника -

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО





СТТ-23.080.00-КТН-240-14

122

Приложение В (справочное)

Форма опросного листа вертикальных полупогружных двухкорпусных насосов

УТВЕРЖДАЮ Главный инженер .

наименование ОСТ

И.О. Фамилия « » 20 г.

Опросный лист № _______________

Заказчик ________________________________________________________________________

Устанавливается на объекте _______________________________________________________

Обозначение насоса ______________________________________________________________

Требуемое количество ____________________________________________________________

1 Основные параметры насоса приведены в таблице 13).

Т а б л и ц а 1 – Основные параметры насоса


Значение


КТН-240-14

не соответствует СТТ-23.080.00-

КТН-240-14

1 2 3 4

1 Количество ступеней насоса

1

2 3 4

2 Подача, м3/ч 3 Напор, м 4 Потребляемая мощность, кВт, не более 5 КПД, %, не менее 6 NPSHR, м, не более 7 Частота вращения, об/мин 8 Рабочий диапазон, м3/ч Указать min/max4) 9 Режим работы, ч/сут

3) Поскольку на основании настоящей формы оформляют конкретный опросный лист, то в ней

использована нумерация отдельного документа, а не приложения к настоящему документу. 4) Здесь и далее указания по заполнению элементов заключения приведены курсивом.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО





СТТ-23.080.00-КТН-240-14

123



Значение


КТН-240-14

не соответствует СТТ-23.080.00-

КТН-240-14 1 2 3 4

10 Направление вращения при взгляде со стороны электродвигателя

против часовой стрелки

по часовой

стрелке

11 Перекачиваемая жидкость

Нефть по таблице 3 Светлые нефтепродукты 12 Контроль по таблице 4

13 Климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150-69 ХЛ 1

14 Сейсмичность района С0 С

15 Нагрузки на патрубки по таблице 5 16 Присоединяемые трубопроводы по таблице 6

2 Комплектность поставки приведена в таблице 2.

Т а б л и ц а 2 – Комплектность поставки № п/п Наименование оборудования Указание о

поставке Характеристики

1 2 3 4

1 Электродвигатель по таблице 7 2 Частотный преобразователь по таблице 8

3 Цифровой регулятор возбуждения двигателя по таблице 9

4 Муфта по рисунку 3

5 Стакан

6 Система запирания по схеме 13 в соответствии с ГОСТ 32600-2013

По СТТ-23.080.00-КТН-240-14

7 Комплект КИП и А По СТТ-23.080.00-КТН-240-14 8 Комплект ЗИП По СТТ-23.080.00-КТН-240-14

9 Запасной ротор по таблице 10

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО





СТТ-23.080.00-КТН-240-14

124

3 Параметры перекачиваемой жидкости приведены в таблице 3.

П р и м е ч а н и е – Таблица заполняется при несоответствии параметров перекачиваемой жидкости требованиям СТТ-23.080.00-КТН-240-14 Т а б л и ц а 3 – Параметры перекачиваемой жидкости № п/п Параметр Единица


1 2 3 4 1 Температура °С 2 Кинематическая вязкость м2/с 3 Плотность при 20 °С кг/м3 4 Давление насыщенных паров, не более кПа 5 Массовая доля механических примесей, не более %


Максимальный линейный размер механических примесей твердостью до 7 по шкале Мооса

мм

Массовая доля воды, не более % Концентрация хлористых солей, не более мг/дм3

Массовая доля сероводорода, не более млн.-1 (ppm)

Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, не более млн.-1 (ppm)

4 Параметры контроля приведены в таблице 4. П р и м е ч а н и е – Таблица заполняется при несоответствии параметров контроля требованиям

СТТ-23.080.00-КТН-240-14 Т а б л и ц а 4 – Параметры контроля

№ п/п Объект контроля Объем контроля Виды контроля Примечание

1 2 3 4 5

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО





СТТ-23.080.00-КТН-240-14

125

5 Нагрузки на патрубки насоса приведены на рисунке 1 и в таблице 5.

Рисунок 1 – Нагрузки на патрубки насоса

Т а б л и ц а 5 – Нагрузки на патрубки насоса №

п/п Патрубок Силы, кН Момент, кН·м

Fx Fy Fz Mx My Mz 1 2 3 4 5 6 7 8 1 Всасывающий 2 Нагнетающий

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО





СТТ-23.080.00-КТН-240-14

126

6 Характеристики присоединяемых трубопроводов приведены на рисунке 2 и в таблице 6.

Рисунок 2 – Характеристики присоединяемых трубопроводов

Т а б л и ц а 6 – Характеристики присоединяемых трубопроводов № п/п Запрашиваемые данные Обозначение Значение,

допуск 1 2 3 4

1 Наружный диаметр трубы под приварку для катушки всасывающего патрубка, мм D2

2 Толщина стенки трубы под приварку для катушки всасывающего патрубка, мм а2

3 Класс прочности приварки катушки к всасывающему патрубку -

7 Характеристики электродвигателя приведены в таблице 7. П р и м е ч а н и е – Таблица заполняется при поставке электродвигателя.

Т а б л и ц а 7 – Характеристики электродвигателя № п/п Запрашиваемые данные Единица


характеристики 1 2 3 4 1 Тип электродвигателя - 2 Мощность электродвигателя кВт

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО





СТТ-23.080.00-КТН-240-14

127

Продолжение таблицы 7 № п/п Запрашиваемые данные Единица



3 Номинальное линейное напряжение на зажимах статора электродвигателя В

4 Частота вращения электродвигателя об/мин 5 КПД, не менее % 6 сos φ, не менее - 7 Кратность пускового тока, не более - 8 Кратность пускового момента, не менее -

9 Направление вращения, если смотреть на двигатель со стороны механизма -

10 Требуемая степень защиты по ГОСТ 14254-96 (оболочка/вводное устройство) -

11 Способ охлаждения - 12 Исполнение взрывозащиты по ГОСТ 30852.0-2002 - 13 Сейсмостойкость по шкале MSK-64 балл 14 Климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69 - 15 Категория размещения по ГОСТ 15150-69 - 16 Расположение коробки выводов - 17 Пуск непосредственно от сети - 18 Система возбуждения электродвигателя - 19 Способ пуска - 20 Пуск с нагрузкой или без нагрузки -

21 Величина пускового напряжения с учетом конкретной силовой схемы питания В

22 Количество пусков, не менее

из холодного состояния - из горячего состояния -

23 Наименование, тип и завод-изготовитель приводного механизма -

24 Наименование напряжения и род тока сети, от которой питается аппаратура управления -

25 Наличие горизонтальных (вертикальных и осевых) площадок на подшипниковых узлах для установки датчиков вибрации

-

26 Наличие встроенных датчиков температуры с выводом кабелей в клеммную коробку -

27 Тип датчиков температуры - 28 Количество датчиков температуры, не менее шт. 29 Количество датчиков вибрации шт. 30 Схема подключения датчиков температуры - 31 Режим работы - 32 Срок службы электродвигателя, не менее лет

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО





СТТ-23.080.00-КТН-240-14

128



характеристики 1 2 3 4 33 Гарантийный срок эксплуатации, не менее мес 34 Объем поставки - 35 Дополнительные требования - 36 КИП - 1) 37 ЗИП - 1) 38 ЗИП для КИП - 1) 39 Проведение шеф-монтажных работ - 1)


8 Характеристики преобразователя частоты приведены в таблице 8. П р и м е ч а н и е – Таблица заполняется при поставке преобразователя частоты.

Т а б л и ц а 8 – Характеристики преобразователя частоты № п/п Запрашиваемые данные Единица



1 Расположение оборудования (помещение, на улице, под навесом) -

2 Температура наиболее холодной пятидневки с обеспеченностью 0,92 ºС

3 Абсолютная минимальная температура воздуха ºС

4 Абсолютная максимальная температура воздуха ºС

5 Расчетная температура наиболее холодных суток обеспеченностью 0,92 ºС

6 Сейсмичность по шкале MSK-64 балл

7 Перегрузочная способность %

8 Номинальное линейное напряжение на входных зажимах изделия В

9 Частота выходного напряжения Гц

10 КПД в номинальном режиме, не менее %

11 Коэффициент мощности на входе, не менее -

12 Выходная мощность на номинальном режиме, не менее кВт

13

Скорость изменения частоты вращения вала электродвигателя при разгоне и торможении для агрегата с номинальной мощностью при частоте вращения 3000 об/мин в течение 1 с

об/мин

14 Рабочий диапазон изменения частоты вращения вала электродвигателя %

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО





СТТ-23.080.00-КТН-240-14

129

Продолжение таблицы 8 № п/п Запрашиваемые данные Единица



15 Абсолютная погрешность регулирования частоты вращения вала электродвигателя во всём диапазоне, не более

об/мин

16 Время от момента получения изменения задания регулирования до начала изменения числа оборотов вала электродвигателя, не более

мс

17 Пульсации момента преобразователя частоты, не более %

18

Значения суммарных коэффициентов, гармонических составляющих напряжения в точках присоединения, усредненные в интервале времени 10 мин, % не более

в течение 95 % времени интервала в одну неделю

-

в течение 100 % времени интервала в одну неделю

-

19 Допустимое отклонение коэффициента искажений синусоидальности напряжения на входе и выходе преобразователя частоты, не более

%

20 Напряжение цепей оперативного питания при частоте 50 Гц В

21 Степень защиты для наружной установки оборудования (блок-контейнер) по ГОСТ 14254-96 -

22 Тип согласующих трансформаторов -

23 Условия установки согласующих трансформаторов -

24 Климатическое исполнение и категория размещения согласующих трансформаторов и блок контейнера преобразователя частоты по ГОСТ 15150-69

-

25 Ввод кабелей в преобразователь частоты -

26 Тип системы охлаждения -

27 Уровень взрывозащиты по ГОСТ 30852.0-2002 -

28 Срок службы, не менее лет

29 Наработка на отказ, не менее ч

30 Ресурс до капитального ремонта, не менее ч 31 Гарантийный срок эксплуатации лет 32 Срок сохраняемости, не менее лет

33 Габаритные размеры и конструктивные требования к блок-контейнеру мм

34 Требования к системе автоматики -

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО





СТТ-23.080.00-КТН-240-14

130




35 Требования к средствам пожарной сигнализации и оповещения о пожаре в блок-контейнере -

36 Порядок взаимодействия преобразователя частоты с системой автоматики НПС -


9 Характеристики цифрового регулятора возбуждения двигателя приведены в таблице 9. П р и м е ч а н и е – Таблица заполняется в случае поставки цифрового регулятора возбуждения

двигателя Т а б л и ц а 9 – Характеристики цифрового регулятора возбуждения двигателя



1 2 3 4 1 Тип устройства - 2 Наличие согласующего трансформатора - 3 Питающее напряжение В 4 Номинальный ток возбуждения А 5 Номинальное напряжение возбуждения В 6 Максимальный ток возбуждения А 7 Кратность форсировки по току, не менее -

8 Потребление по измерительным цепям напряжения и тока статора, не более Вт

9 Точность поддержания сos φ, не менее - 10 Максимальный ток для входных сигнальных цепей А 11 Наличие блока осцилографирования - 12 Объем хранимых осциллограмм пуска и останова двигателя запись 13 Объем журнала событий запись 14 Наличие дисплея -

15 Наличие приборов для измерения напряжения, тока статора и ротора -

16 Резервирование управляющей части - 17 Перечень реализуемых защит -

18 Необходимость интеграции в состав автоматической системы технологического учета электроэнергии -

19 Физический интерфейс - 20 Протокол обмена данными -

21 Необходимость передачи информации в автоматическую систему управления технологическим процессом -

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО





СТТ-23.080.00-КТН-240-14

131



1 2 3 4 22 Требуемая степень защиты по ГОСТ 14254-96 - 23 Категория помещения (взрывобезопасность и т. п.) - 24 Средняя наработка на отказ ч 25 Срок эксплуатации лет 26 Габаритные размеры, не более мм 27 Сейсмостойкость по шкале MSK-64 балл

28 Климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150-69 -


10 Присоединительные размеры муфт приведены на рисунке 3.

Рисунок 3 – Присоединительные размеры муфт

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО





СТТ-23.080.00-КТН-240-14

132

П р и м е ч а н и е – На размерных линиях необходимо указать соответствующие присоединительные размеры.

1 1 Требуемые характеристики дополнительных роторов приведены в таблице 10. П р и м е ч а н и е – Таблица заполняется при несоответствии дополнительных роторов требованиям

СТТ-23.080.00-КТН-240-14. Т а б л и ц а 10 – Требуемые характеристики дополнительных роторов

№ п/п Наименование Единица измерения Значение

1 2 3 4 1 Подача м3/ч 2 Напор м 3 Потребляемая мощность, не более кВт 4 КПД, не менее % 5 NPSHR, не более м 6 Частота вращения об/мин 7 Рабочий диапазон м3/ч От _____ до ______

П р и м е ч а н и е – При необходимости поставки нескольких роторов таблица дублируется.

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО





СТТ-23.080.00-КТН-240-14

133

Библиография [1] MSK – 64. Шкала сейсмической интенсивности МSK – 64

[2] ГОСТ 24810-2013 Подшипники качения. Внутренние зазоры

[3] ГОСТ 31320-2006 (ИСО 11342:1998) Вибрация. Методы и критерии балансировки

гибких роторов

[4] ГОСТ Р 55722-2013 Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность.

Расчет на сейсмические воздействия»

[5] Цветовой регистр стандартных образцов RAL (RAL Standards. Color Collection

RAL), Германия

[6] Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору.

Приказ от 14 марта 2014 года N 102 об утверждении Федеральных норм и правил

в области промышленной безопасности «Требования к производству сварочных

работ на опасных производственных объектах»

Документ

является



.

Документ

не может

быть


,




ПАО


Date post:	06-Jul-2020
Category:	Documents
Upload:	others
View:	27 times
Download:	0 times

ПУБЛИЧНОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО … › u › ovp_main_pdf_file › 4351...

Documents