МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

ГСИ. ВМЕСТИМОСТЬ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ.
МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ

РД 112 РСФСР-023-89

Срок действия с 01.01.90

до 01.01.95

РАЗРАБОТАНЫ СКБ «Транснефтеавтоматика»

СОГЛАСОВАНЫ

Всесоюзным научно-исследовательским институтом расходометрии

Главным техническим управлением Госкомнефтепродукта РСФСР

Главным управлением развития нефтебазового хозяйства и АЗС Госкомнефтепродукта РСФСР

Главным управлением нефтепродуктопроводов Госкомнефтепродукта РСФСР

Главным метрологом Госкомнефтепродукта РСФСР

УТВЕРЖДЕНЫ Госкомнефтепродуктом РСФСР 30 ноября 1989 г.

ВЗАМЕН МУ-77

РД 112 РСФСР-023-89 «Методические указания. ГСИ. Вместимость технологических трубопроводов. Методика выполнения измерений» разработаны взамен «Методических указаний по определению вместимости и градуировке трубопроводов нефтебаз. Геометрический метод», утвержденных в 1977 году.

РД 112 РСФСР-023-89 содержит наряду с методикой выполнения градуировочных работ значительный объем справочных сведений по вместимости деталей, арматуры трубопроводов, насосного оборудования, счетчиков нефтепродуктов и другого оборудования в соответствии с действующими на 1990 год нормативными документами.

В связи с введением РД 112 РСФСР-023-89 в действие с 01.01.90 г. «Методические указания по определению вместимости и градуировке трубопроводов нефтебаз. Геометрический метод» утрачивают силу.

Настоящие методические указания устанавливают порядок, правила и средства определения размеров, вместимости и градуировки технологических трубопроводов геометрическим методом.

Методические указания распространяются на стальные технологические трубопроводы для нефти и нефтепродуктов, эксплуатируемые в соответствии с РУ-75 «Руководящие указания по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке технологических трубопроводов под давлением до 100 кгс/см²».

Методические указания предназначены для специалистов территориальных организаций, выполняющих работы по градуировке резервуаров и технологических трубопроводов, работников предприятий (нефтебаз), перекачивающих станций, наливных пунктов Госкомнефтепродукта РСФСР.

1. ОПЕРАЦИИ ГРАДУИРОВКИ ТРУБОПРОВОДОВ

При проведении градуировки трубопроводов выполняются операции, указанные в табл. 1.

Таблица 1

2. СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА

2.1. При проведении градуировки трубопроводов должны применяться средства измерений, указанные в табл. 2.

Таблица 2

Средства измерений, применяемые при градуировке трубопроводов

2.2. Средства измерений должны быть проверены органами государственной метрологической службы и иметь соответствующие свидетельства об их проверке.

2.3. Допускается применение других средств измерений, класс точности и пределы измерений которых соответствуют указанным в табл. 2.

2.4. Вспомогательные средства, масла и смазки, используемые при подготовке поверхности и градуировке, следует применять в соответствии с Приложением 1 и Приложением 2.

3. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

3.1. К выполнению работ по градуировке технологических трубопроводов допускаются лица, прошедшие инструктаж и проверку знаний по технике безопасности, пожарогазобезопасности в установленном порядке.

3.2. Обеспечение безопасности при подготовке и выполнении работ по градуировке трубопроводов следует осуществлять в соответствии с действующими правилами и инструкциями по организации и безопасному производству ремонтных работ, правилами пожарной безопасности, правилами по технике безопасности и промышленной санитарии при эксплуатации предприятий нефтяной, нефтеперерабатывающей и нефтехимической отраслей промышленности и нефтепродуктообеспечения. Дополнительные требования к безопасному выполнению работ на высоте должны соответствовать действующим правилам по технике безопасности для строительно-монтажных работ.

3.3. Общие требования безопасности при использовании ультразвуковых толщиномеров по ГОСТ 12.1.001-83.

Для защиты рук операторов следует применять защитные перчатки.

3.4. Содержание вредных паров и газов в рабочей зоне не должно превышать норм, установленных СН 245-71.

4. ТРЕБОВАНИЯ К КВАЛИФИКАЦИИ ОПЕРАТОРОВ

4.1. К работам по измерению линейных размеров трубопроводов допускаются лица, имеющие удостоверения (свидетельства) на право государственной или ведомственной поверки резервуаров и технологических трубопроводов, в том числе работники предприятия-заказчика. Группа должна включать не менее 2-х человек.

4.2. К специальным работам по измерению толщины стенок трубопроводов с помощью ультразвуковых толщиномеров допускаются лица, прошедшие обучение и проверку знаний по ультразвуковой толщиномерии конкретного типа.

Эти работники должны иметь действующие удостоверения (свидетельства) о праве на выполнение работ по ультразвуковой толщиномерии.

Переаттестация операторов должна производиться не реже одного раза в год.

5. УСЛОВИЯ ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ

Работы по градуировке технологических трубопроводов выполняют при соблюдении условий, приведенных в табл. 3.

Таблица 3

6. ПОДГОТОВКА К ВЫПОЛНЕНИЮ ИЗМЕРЕНИЙ

6.1. Перед градуировкой технологических трубопроводов следует подготовить:

необходимые документы, в том числе исполнительные схемы;

приборы, средства измерений, вспомогательные средства и материалы;

вспомогательное оборудование;

поверхность трубопроводов к измерениям необходимых размеров.

6.2. Подготовка документов и технологических схем

6.2.1. Комиссии по градуировке следует представить:

исполнительные документы вновь сооружаемых и реконструируемых технологических трубопроводов в соответствии с требованиями СНиП II-106-79, СНиП 3.05.05-84;

техническую документацию на эксплуатируемые технологические трубопроводы в соответствии с РУ-75 и «Правилами технической эксплуатации нефтебаз».

6.2.2. Порядок составления схем технологических трубопроводов

6.2.2.1. Вся система технологических трубопроводов предприятия (нефтебазы) разделяется на отдельные трубопроводы в зависимости от их назначения и выполняемой технологической функции.

Каждому трубопроводу присваивается порядковый номер.

В свою очередь, каждый трубопровод на схеме разделяется на отдельные участки, состоящие из труб одинакового номинального внутреннего диаметра.

Разделение трубопроводов и их участков следует выполнять таким образом, чтобы обеспечить удобство при проведении измерений и учет всех деталей и арматуры.

6.2.2.2. Установленные границы участков трубопровода являются градуировочными точками, обозначаемыми порядковыми номерами.

6.2.2.3. Схемы технологических трубопроводов следует составлять с применением установленных в системе нефтепродуктообеспечения условных обозначений.

Примерная схема технологических трубопроводов и разделение их на участки приведена в Приложении 3.

6.3. Подготовка трубопроводов

6.3.1. Подготовка трубопроводов к градуировке производится после составления (уточнения) схем последовательно по отдельным участкам в соответствии с п. 6.2.2.

6.3.2. Подготовка участка наземного и подземного трубопровода осуществляется на каждом из его концов. При необходимости концы каждого участка трубопровода освобождаются по периметру от изоляционного покрытия.

Ширина зоны освобождения должна быть минимальной, удобной для выполнения измерений, в том числе измерения стенки трубы с помощью толщиномера.

Градуировочные точки (границы) участков наносятся в виде отметок сечений с помощью кернера или чертилки.

Если границы отдельных участков находятся под поверхностью земли, следует обеспечить доступ к трубопроводу для выполнения измерений.

Вскрываются шурфованием также все углы поворота участка подземного трубопровода с целью обеспечения правильности определения его длины.

При невозможности обеспечить доступ к поверхности подземного трубопровода допускается перенос зоны его подготовки.

6.3.3. Подготовка трубопровода для измерения его размеров (наружного диаметра и толщины стенки) состоит в следующем:

очистить поверхность от загрязнения (грунта, бетона и т.п.);

зачистить поверхность от брызг и наплавок металла, отслоившейся окалины, покрытия и краски с помощью металлической щетки, окончательно зачистить поверхность с помощью шлифовальной шкурки, волосяной щетки и ветоши.

6.3.4. Ширина зоны зачистки поверхности определяется в соответствии с Руководством по эксплуатации толщиномера конкретного типа.

6.3.5. Поверхность в зоне зачистки не должна иметь вмятин и неровностей.

6.3.6. Зачистка поверхности трубопровода осуществляется непосредственно перед измерением наружного диаметра и толщины стенки.

6.4. Подготовка приборов, средств измерений и вспомогательных средств

6.4.1. Подготовка ультразвукового толщиномера производится в соответствии с руководством по его эксплуатации.

6.4.2. Перед применением средства измерений должны быть выдержаны в нерабочем состоянии не менее 30 мин в условиях рабочего пространства.

6.4.3. Каждый градуируемый участок трубопровода необходимо обеспечить вспомогательными средствами в соответствии с Приложением 1.

6.5. Вспомогательное оборудование

Для проведения работ по градуировке трубопроводов на высоте и в траншеях следует подготовить лестницы, мостки, подставки с регулируемыми опорами и другие необходимые приспособления.

7. ВЫПОЛНЕНИЕ ИЗМЕРЕНИЙ ЛИНЕЙНЫХ РАЗМЕРОВ ТРУБОПРОВОДОВ

7.1. Устанавливаемый методическими указаниями геометрический метод состоит в измерении линейных размеров трубопровода и определении его полной вместимости.

7.2. Определение линейных размеров вновь сооружаемых и реконструируемых трубопроводов

7.2.1. Определение внутреннего диаметра участка

7.2.1.1. Измерение внутреннего диаметра каждого отдельного участка производится путем измерения внутреннего диаметра отдельных труб этого участка до его сборки (монтажа).

При необходимости грат (заусенцы) в торце трубы перед измерениями удаляется посредством опиловки.

7.2.1.2. Внутренний диаметр отдельной трубы измеряется с обоих концов в двух взаимно перпендикулярных направлениях штангенциркулем не менее двух раз в каждом из направлений.

7.2.1.3. Расхождение между измерениями в каждом из указанных направлений не должно превышать 0,2 мм.

При превышении указанного значения измерения повторяются.

7.2.2. Определение длины участка

7.2.2.1. Измерение длины прямолинейной части участка (без учета деталей трубопровода) производится при помощи рулетки после сборки трубопровода.

7.2.2.2. Измерение длины производится вдоль верхней образующей линии трубопровода. Лента рулетки не должна перекручиваться. Сила натяжения ленты рулетки, фиксируемая динамометром, должна составлять: 98 Н (10 кгс) для рулеток длиной 10 м и 20 м и 10 Н (1 кгс) для рулеток 1, 2, 3 и 5 м.

Отметки измерений наносятся на поверхность трубопровода против замерного деления шкалы рулетки с помощью кернера (чертилки).

7.2.2.3. Измерение длины каждого прямолинейного участка, превышающего длину измерительной ленты рулетки, производится не менее двух раз. Расхождение между двумя измерениями каждой длины не должно превышать 20 мм на каждые 100 м.

При наличии расхождений, превышающих указанное, измерения повторяют.

7.3. Определение линейных размеров эксплуатируемых трубопроводов

7.3.1. Определение наружного диаметра

7.3.1.1. На основании измерения наружного диаметра и толщины стенки определяется внутренний диаметр.

7.3.1.2. Измерение наружного диаметра трубопровода производится по отдельным участкам в сечениях на каждом из их концов (в соответствии с п. 6.3.2).

7.3.1.3. Наружный диаметр измеряется непосредственно с помощью штангенциркуля или определяется косвенно, путем измерения с помощью рулетки длины окружности трубы в каждом из сечений.

7.3.1.4. Штангенциркулем измеряется наружный диаметр труб в диапазоне от 50 до 426 мм.

7.3.1.5. С помощью измерительной рулетки косвенно определяется наружный диаметр труб при его значениях свыше 400 мм.

7.3.1.6. Наружный диаметр штангенциркулем измеряется в каждом сечении в двух взаимно перпендикулярных направлениях не менее двух раз в каждом из них.

7.3.1.7. Расхождение между измерениями в каждом из указанных направлений не должно превышать 0,2 мм.

При превышении указанного значения измерения повторяются.

7.3.1.8. Длина окружности трубы в каждом из сечений измеряется с помощью рулетки не менее двух раз.

Расхождение между измерениями не должно превышать 1 мм.

При расхождении, превышающем указанное, измерения повторяются.

7.3.2. Измерение толщины стенки участка трубопровода

7.3.2.1. Подготовка к измерению толщины стенки производится с учетом требований разд. 6.3 и Руководства по эксплуатации толщиномера.

7.3.2.2. Измерение толщины стенки производится с помощью ультразвукового толщиномера УТ-93И или его аналога в соответствии с Руководством по его эксплуатации и инструкцией по ультразвуковой толщинометрии.

7.3.2.3. Толщина стенки измеряется в каждом сечении участка трубопровода в двух взаимно перпендикулярных направлениях.

Измерения производятся не менее двух раз в одних и тех же точках по каждому направлению.

7.3.2.4. Расхождение между измерениями в каждом из направлений не должно превышать 0,1 мм. При превышении указанного предела измерения повторяются.

7.3.3. Определение длины участка

7.3.3.1. Длина участка надземного трубопровода определяется в результате непосредственного измерения его длины по порядку, изложенному в п. 7.2.2.

7.3.3.2. Длина участка подземного трубопровода измеряется между отметками, нанесенными в наиболее доступных местах на детали (арматуру), находящиеся на поверхности.

Измерение длины трубопровода при его подземных поворотах следует выполнять с учетом требований п. 6.3.2.

Расхождение между двумя измерениями длины не должно превышать 50 мм.

При измерении длины подземного трубопровода следует устанавливать соответствие исполнительной документации.

7.4. Определение размеров деталей трубопроводов

7.4.1. Длина детали определяется между ее границами, т.е. сварными (стыковочными с трубопроводом) швами или крайними плоскостями ее фланцев.

7.4.2. Внутренний диаметр равнопроходной детали принимается равным условному диаметру участка трубопровода, к которому она присоединяется.

7.4.3. Внутренний диаметр каждого из концов переходной детали принимается равным условному диаметру стыкующегося с ней участка трубопровода.

7.4.4. Значение условных проходов трубопроводов, деталей и арматуры следует принимать по Приложению 4.

7.4.5. Расчетные формулы для определения вместимости деталей трубопроводов приведены в разд. 8.

7.4.6. Значения вместимости деталей и арматуры трубопроводов приведены в приложениях 5-24.

8. ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВМЕСТИМОСТИ

8.1. Результаты измерений линейных размеров трубопроводов обрабатываются по порядку, изложенному в табл. 4.

Таблица 4

Порядок обработки результатов измерений линейных размеров и определения вместимости трубопровода

8.2. При обработке результаты измерений размеров и вместимость трубопроводов округляется следующим образом:

длина до целых значений сантиметра (10^-2 м);

наружный, внутренний диаметр и толщина стенки до 10^-1 мм;

вместимость до целых значений литра (10^-3 м³).

8.3. В расчетах следует применять следующие значения для числа «p»:

π = 3,1416;    

8.4. За действительное значение внутреннего диаметра участка сооружаемого (реконструируемого) трубопровода D_ву следует принимать среднее арифметическое значение измерений внутреннего диаметра отдельных труб.

Расчет производится по формуле

                                                                 (1)

где D_i - значение каждого отдельного измерения внутреннего диаметра, мм;

n - общее число измерений.

8.5. За действительное значение длины прямолинейного участка трубопровода L_y следует принимать среднее арифметическое значение его измерений.

Расчет производится по формуле

                                                                 (2)

где L_i - значение каждого отдельного измерения длины участка, см;

n - общее число измерений.

8.6. Определение внутреннего диаметра участка эксплуатируемого трубопровода

8.6.1. Измерение наружного диаметра участка трубопровода штангенциркулем

8.6.1.1. За действительное значение наружного диаметра в каждом из сечений участка трубопровода D_н1,2 следует принимать среднее арифметическое значение измерений.

Расчет производится по формуле

                                                           (3)

где D_i - значение отдельного измерения наружного диаметра, мм;

n - общее число измерений.

8.6.1.2. За действительное значение наружного диаметра участка трубопровода D_нy следует принимать среднее арифметическое значение результатов его измерений в каждом сечении в начале и конце участка.

Расчет производится по формуле

                                                         (4)

где D_нy - значение наружного диаметра в каждом сечении в начале и конце участка, мм.

8.6.2. Косвенное измерение наружного диаметра участка трубопровода посредством измерения длины окружности измерительной рулеткой

8.6.2.1. За действительное значение длины окружности в каждом из сечений участка трубопровода P_o1,2 следует принимать среднее арифметическое значение результатов отдельных измерений.

Расчет производится по формуле

                                                            (5)

где P_i - длина окружности по каждому отдельному измерению, мм;

n - число измерений.

8.6.2.2. За действительное значение наружного диаметра в каждом из сечений участка трубопровода D_н1,2 следует принимать результат расчета по формуле

                                                   (6)

где Р_о1,2 - значение длины окружности в каждом сечении в начале и конце участка, мм;

R - толщина ленты измерительной рулетки, мм.

Значение R определяется по ГОСТ 7502-80 или непосредственным измерением. Поправка «0,2» учитывает неполноту прилегания ленты измерительной рулетки к поверхности трубопровода.

8.6.2.3. За действительное значение наружного диаметра участка трубопровода D_нy следует принимать результат расчета по формуле

                                                         (7)

где D_н1 и D_н2 - значение наружного диаметра в каждом сечении участка, мм.

8.6.3. Определение толщины стенки участка трубопровода

8.6.3.1. За действительное значение толщины стенки в сечении S_c1,2 следует принимать среднее арифметическое значение результатов отдельных измерений.

Расчет производится по формуле

                                                             (8)

где S_i - толщина стенки по отдельным измерениям, мм;

n - число измерений.

8.6.3.2. За действительное значение толщины стенки участка трубопровода S_y следует принимать среднее арифметическое значение результатов измерений в каждом сечении участка.

Расчет производится по формуле

                                                         (9)

где S_c1 и S_c2 - толщина стенки в сечениях в начале и конце участка, мм.

8.6.4. За действительное значение внутреннего диаметра участка D_вy, эксплуатируемого трубопровода следует принимать результат расчета по формуле

D_вy = D_нy - 2S_y                                                         (10)

где D_нy - наружный диаметр участка, мм;

S_y - толщина стенки участка, мм.

8.7. Определение вместимости прямолинейного трубопровода

8.7.1. Значение вместимости прямолинейного участка трубопровода определяется в результате расчета по формуле

                                            (11)

где V_y - значение вместимости прямолинейного участка, м³;

D_вy - значение внутреннего диаметра участка, мм;

L_y - значение длины участка, см.

8.7.2. Значение вместимости всей прямолинейной части трубопровода определяется как сумма вместимостей отдельных прямолинейных участков в результате расчета по формуле

                                                           (12)

где V_n - вместимость всей прямолинейной части трубопровода, м³;

V_y - вместимость отдельного участка, м³;

n - число прямолинейных участков.

8.8. Определение вместимости криволинейной части трубопровода

8.8.1. Значение вместимости нестандартизованного гнутого отвода определяется в результате расчета по формуле

                                        (13)

где V_го - вместимость отвода, м³;

L₁ - длина отвода вдоль внешней образующей, мм;

L₂ - длина отвода вдоль внутренней образующей, мм;

D_y - условный диаметр отвода, мм.

Пояснения на рис. 1.

Гнутый отвод

L₁ - длина отвода вдоль внешней образующей; L₂ - длина отвода вдоль внутренней образующей; D_н - наружный диаметр отвода; D_y - условный диаметр отвода

Рис. 1

8.8.2. Значение вместимости нестандартизованного сварного отвода определяется в результате расчета по формуле:

                                      (14)

где V_co - вместимость отвода, м³;

l₁ - длина отвода вдоль внешней образующей, мм;

l₂ - длина отвода вдоль внутренней образующей, мм;

D_y - условный диаметр отвода, мм.

Пояснения на рис. 2.

Сварной отвод

l₁ = a₁ + a₂ + a₃ + a₄ - длина отвода вдоль внешней образующей отвода; l₂ = b₁ + b₂ + b₃ + b₄ - длина отвода вдоль внутренней образующей отвода; D_н - наружный диаметр отвода; D_y - условный диаметр отвода

Рис. 2

8.8.3. Значения вместимости всей криволинейной части трубопровода определяется в результате расчета по формуле

                                                               (15)

где V_k - вместимость всей криволинейной части трубопровода, м³;

V_i - вместимость отдельного криволинейного участка (отвода), м³;

n - число участков.

8.9. Определение вместимости деталей и арматуры трубопровода

8.9.1. Значение вместимости нестандартизованного концентрического перехода определяется в результате расчета по формуле

                        (16)

где V_кп - вместимость концентрического перехода, м³;

L - строительная длина перехода, мм;

D_y - наибольший внутренний диаметр, мм;

d_y - наименьший внутренний диаметр, мм.

Пояснения на рис. 3.

Концентрический переход

L - строительная длина перехода; D_y - наибольший внутренний диаметр перехода; d_y - наименьший внутренний диаметр перехода; D_н и d_н - наружные диаметры перехода

Рис. 3

8.9.2. Значение вместимости проходного тройника определяется в результате расчета по формуле

                                    (17)

где V_пт - вместимость проходного тройника, м³;

L - длина тройника, мм;

H - «высота» тройника, мм;

D_y - проходной диаметр тройника, мм.

Пояснения на рис. 4.

Тройник проходной и переходной

L - длина тройника; H - «высота» тройника; D_y - проходной диаметр тройника; d_y - переходной диаметр тройника; D_н и d_н - наружные диаметры тройника

Рис. 4

8.9.3. Значение вместимости переходного тройника определяется в результате расчета по формуле

                                        (18)

где V_тп - вместимость переходного тройника, м³;

L - длина тройника, мм;

H - «высота» тройника, мм;

D_y - проходной диаметр тройника, мм;

d_y - переходной диаметр тройника

Пояснения на рис. 5.

Рис. 5

8.9.4. Значение вместимости нестандартизованной крестовины определяется в результате расчета по формуле

                                    (19)

где V_кр - вместимость крестовины, м³;

L - длина крестовины, мм;

H - «высота» крестовины, мм;

D_y - проходной внутренний диаметр, мм;

d_y - переходной внутренний диаметр, мм.

Пояснения на рис. 6.

Переходная крестовина

L - длина крестовины; H - «высота» крестовины; D_y - проходной внутренний диаметр; d_y - переходной внутренний диаметр; h - высота штуцера

Рис. 6

8.9.5. Значение вместимости П-образного компенсатора определяется в результате расчета по формуле

                                                 (20)

где V_пк - вместимость компенсатора, м³;

L - общая длина компенсатора, мм;

D_y - внутренний диаметр компенсатора, мм.

Пояснения на рис. 7.

П-образный компенсатор

L_отв - длина гладкого или сварного отвода; l₁, l₂ - длина прямолинейного участка компенсатора; h - длина вылета компенсатора; P - длина плеча компенсатора; D_y - внутренний диаметр; L = 4L_отв + (l₁ + l₂) + 2h + P - общая длина компенсатора

Рис. 7

8.9.6. Вместимость сварных отводов по нормалям МН 2877-62, МН 2878-62, МН 2880-62 следует принимать по Приложению 5.

8.9.7. Вместимость переходных штуцеров по нормали МН 2888-62 следует принимать по Приложению 6.

8.9.8. Вместимость сварных концентрических и эксцентрических переходов по нормалям МН 2883-62 и МН 2884-62 следует принимать по Приложению 7.

8.9.9. Вместимость сварных тройников по нормалям МН 2886-62 и МН 2887-62 следует принимать по Приложению 8.

8.9.10. Вместимость П-образных компенсаторов с размерами по нормали Н-549-57, установленных на эксплуатируемых трубопроводах, следует принимать по Приложению 9.

8.9.11. Вместимость волнистых осевых компенсаторов с размером по ОСТ 26-02-225-70, установленных на эксплуатируемых трубопроводах, следует принимать по Приложению 10.

8.9.12. Вместимость волнистых угловых компенсаторов КВУ-2 с размерами по ОСТ 26-02-332-71, установленных на эксплуатируемых трубопроводах, следует принимать по Приложению 11.

8.9.13. Вместимость линзовых компенсаторов с размерами по нормалям МН 2894-62 и МН 2895-62, установленных на эксплуатируемых трубопроводах, следует принимать по Приложению 12.

8.9.14. Вместимость гладких отводов по ГОСТ 17375-83 следует принимать по Приложению 13.

8.9.15. Вместимость концентрических и эксцентрических переходов по ГОСТ 17378-83 следует принимать по Приложению 14.

8.9.16. Вместимость проходных и переходных тройников по ГОСТ 17376-83 следует принимать по Приложению 15.

8.9.17. Вместимость равнопроходных крестовин следует принимать по Приложению 16.

Размеры крестовин по ГОСТ 17376-83 для равнопроходных тройников.

8.9.18. Вместимость линзовых осевых компенсаторов типа КЛО с размерами по ТУ 26-02-876-80, устанавливаемых на вновь сооружаемых трубопроводах, следует принимать по Приложению 17.

8.9.19. Вместимость сильфонных компенсаторов с размерами по ОСТ 26-02-2079-83, устанавливаемых на вновь сооружаемых трубопроводах, следует принимать по Приложению 18.

8.9.20. Вместимость задвижек с условным проходом от 40 до 500 мм следует принимать по Приложению 19.

8.9.21. Вместимость обратных поворотных клапанов по ГОСТ 19827-74 следует принимать по Приложению 20.

8.9.22. Вместимость проходных запорных и обратных клапанов следует принимать по Приложению 21.

8.9.23. Вместимость обратных затворов следует принимать по Приложению 22.

8.9.24. Вместимость клиновых задвижек по ГОСТ 10194-78 следует принимать по Приложению 23.

8.9.25. Вместимость регулирующих и предохранительных клапанов по ГОСТ 12893-83 и ГОСТ 14264-78 следует принимать по Приложению 24.

8.9.26. Вместимость основных и вспомогательных насосов следует принимать по Приложению 25.

8.9.27. Вместимость счетчиков для нефтепродуктов следует принимать по Приложению 26.

8.9.28. Вместимость установок слива и налива нефтепродуктов в железнодорожные цистерны следует принимать по Приложению 27.

8.9.29. Вместимость фильтров для нефти и нефтепродуктов следует принимать по Приложению 28.

8.9.30. Значение вместимости деталей трубопровода определяется как сумма отдельных деталей в результате расчета по формуле

                                                            (21)

где V_д - общая вместимость деталей (арматуры) трубопровода, м³;

V_i - вместимость отдельной детали (арматуры), м³;

n - число деталей.

8.10. Полная вместимость трубопровода

8.10.1. Значение полной вместимости трубопровода определяется в результате расчета по формуле

V_T = V_П + V_К + V_д,                                                 (22)

где V_T - полная вместимость трубопровода, м³;

V_П - вместимость прямолинейной части трубопровода, м³;

V_К - вместимость криволинейной части трубопровода, м³;

V_д - вместимость деталей и арматуры трубопровода, м³.

8.10.2. Геометрический метод при соблюдении всех требований, изложенных в настоящих методических указаниях, позволяет определить вместимость и градуировать технологические трубопроводы с погрешностью, не превышающей ±0,5 % для сооружаемых (реконструируемых) трубопроводов и ±0,8 % для эксплуатируемых трубопроводов.

9. ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ГРАДУИРОВКИ

9.1. Градуировочная характеристика - это установление значений вместимости технологических трубопроводов в целом и их отдельных участков. Градуировочная характеристика представляется в форме градуировочной таблицы.

9.2. Значение вместимости технологического трубопровода определяется на основании исходных величин в результате расчетов по формулам табл. 5.

Таблица 5

Исходные величины для составления градуировочной характеристики трубопроводов

Для расчетов с помощью программируемых микрокалькуляторов типа БЗ-21, МК-46, МК-64 рекомендуется использовать указания к расчету вместимости трубопроводов по программе на микрокалькуляторе «Электроника МК-64», изложенные в Приложении 29.

Пример оформления градуировочной таблицы технологического трубопровода приведен в Приложении 30.

9.3. По данным градуировочных таблиц отдельных трубопроводов составляется общая градуировочная характеристика (таблица) технологических трубопроводов предприятия по форме, приведенной в Приложении 31.

Градуировочная таблица отдельных трубопроводов и трубопроводов предприятия в целом оформляются как единый документ с титульным листом по форме Приложения 32.

9.4. Градуировка и переградуировка технологических трубопроводов осуществляется специализированными организациями, зарегистрированными в органах Госстандарта СССР.

При изменении схем, длины или диаметра участков технологических трубопроводов градуировку осуществляют специалисты ведомственной метрологической службы, прошедшие обучение и имеющие право (удостоверения) на проведение работ.

Вспомогательные работы производятся с привлечением в установленном порядке работников предприятия-заказчика.

9.5. Работы по градуировке выполняются комиссией под председательством главного инженера предприятия-заказчика. В состав комиссии приказом главного инженера назначаются ответственные представители специализированной организации и предприятия-заказчика.

9.6. По результатам работы по градуировке каждого технологического трубопровода составляются следующие документы:

схема трубопровода;

исходные данные;

протокол измерений размеров технологического трубопровода;

акт о результатах градуировки технологического трубопровода;

градуировочная характеристика (таблица) трубопровода.

Схемы отдельных трубопроводов и общая схема трубопроводов предприятия составляются, как изложено в п. 6.2.2.

Протокол измерений размеров трубопровода составляется по форме Приложения 33.

Акт о результатах градуировки технологического трубопровода составляется по форме Приложения 34.

9.7. Градуировочная характеристика технологических трубопроводов утверждается руководителем территориального (областного) управления или, при отсутствии, Госкомнефтепродуктом союзной республики.

9.8. Градуировочные таблицы трубопроводов при изменении их схем, длины или диаметров участков должны дополняться изменениями. Изменения оформляются как градуировочные таблицы и прилагаются к ним.

9.9. Переградуировку технологических трубопроводов следует производить во время плановой ревизии трубопроводов в соответствии с РУ-75, после каждого капитального ремонта и реконструкции, но не реже одного раза в 10 лет.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

Вспомогательные средства, применяемые при градуировке

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

Масла и смазки, применяемые при измерении толщины стенок трубопроводов

Примечание: Допускается применение других масел и смазок, показатели которых аналогичны указанным в таблице.

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

СХЕМА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ ПРЕДПРИЯТИЯ (ПРИМЕР)

Пример разделения схемы технологических трубопроводов предприятия (нефтебазы, наливного пункта) на отдельные технологические трубопроводы и их участки

ПРИЛОЖЕНИЕ 4

Значение условных проходов трубопроводов и арматуры по СТ СЭВ 254-76

1. Под условным проходом трубопроводов, соединительных частей и арматуры следует понимать номинальный диаметр трубопровода.

2. Размеры условных проходов (мм) должны соответствовать указанным в таблице.

ПРИЛОЖЕНИЕ 5

Вместимость сварных отводов по нормалям машиностроения, м³

ПРИЛОЖЕНИЕ 6

Вместимость переходных штуцеров

ПРИЛОЖЕНИЕ 7

ВМЕСТИМОСТЬ СВАРНЫХ КОНЦЕНТРИЧЕСКИХ ПЕРЕХОДОВ

ПРИМЕЧАНИЕ. Вместимость эксцентрических переходов определяется по приведенной таблице для соответствующих размеров перехода

ПРИЛОЖЕНИЕ 8

ВМЕСТИМОСТЬ СВАРНЫХ ТРОЙНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЕ 9

ВМЕСТИМОСТЬ П-ОБРАЗНЫХ ГЛАДКИХ КОМПЕНСАТОРОВ Н-549-57

ПРИЛОЖЕНИЕ 10

ВМЕСТИМОСТЬ ВОЛНИСТЫХ ОСЕВЫХ КОМПЕНСАТОРОВ ПО ОСТ 26-02-226-70

ПРИЛОЖЕНИЕ 11

ВМЕСТИМОСТЬ ВОЛНИСТЫХ УГЛОВЫХ КОМПЕНСАТОРОВ ПО ОСТ 26-02-332-71

ПРИЛОЖЕНИЕ 12

ВМЕСТИМОСТЬ ЛИНЗОВЫХ КОМПЕНСАТОРОВ
на Р_у от 0,2 до 6 кгс/см² по нормалям МН 2894-62, МН 2895-62

ПРИЛОЖЕНИЕ 13

Вместимость крутоизогнутых отводов по ГОСТ 17375-83

ПРИЛОЖЕНИЕ 14

Вместимость переходов по ГОСТ 17378-83

ПРИЛОЖЕНИЕ 15

Вместимость тройников по ГОСТ 17376-83

ПРИЛОЖЕНИЕ 16

Вместимость равнопроходных крестовин

ПРИЛОЖЕНИЕ 17

Вместимость линзовых осевых компенсаторов (м³) с условным проходом
от 600 до 900 мм для P_y = 0,25 МПа

Вместимость линзовых осевых компенсаторов (м³) с условным проходом
от 600 до 900 мм для P_y = 0,063 МПа

Вместимость линзовых осевых компенсаторов (м³) с условным проходом
от 600 до 900 мм для P_y = 1,0 МПа

ПРИЛОЖЕНИЕ 18

Вместимость сильфонных осевых компенсаторов (м³) типа КО-1 для P_y = 1,0 МПа

Вместимость сильфонных угловых компенсаторов (м³) типа КУ-1 для P_y = 1,0 МПа

Вместимость сильфонных осевых компенсаторов (м³) типа КО-1 для P_y = 2,5 МПа

Вместимость сильфонных осевых компенсаторов (м³) типа КО-3 для P_y = 1,0 МПа

Вместимость сильфонных осевых компенсаторов (м³) типа КО-3 для P_y = 2,5 МПа

Вместимость сильфонных универсальных компенсаторов (м³) типа КИ-1 для P_y = 0,6 МПа

Вместимость сильфонных сдвиговых компенсаторов (м³) типов КС-1 для P_y = 1,6 МПа и КС-2 для P_y = 2,5 МПа

Тип КС-1

Тип КС-2 P_y = 2,5

Вместимость сильфонных угловых компенсаторов (м³) типа КУ-3 для P_y = 2,5 МПа

ПРИЛОЖЕНИЕ 19

Вместимость задвижек с условным проходом от 40 до 500 мм

ПРИЛОЖЕНИЕ 20

Вместимость обратных поворотных однодисковых клапанов по ГОСТ 19827-74

ПРИЛОЖЕНИЕ 21

Вместимость проходных запорных и обратных клапанов по ГОСТ 3326-86

ПРИЛОЖЕНИЕ 22

Вместимость обратных затворов по ГОСТ 3326-86

ПРИЛОЖЕНИЕ 23

Вместимость клиновых задвижек по ГОСТ 10194-78, м³

ПРИЛОЖЕНИЕ 24

Вместимость регулирующих и предохранительных клапанов

Регулирующие клапаны

ПРИЛОЖЕНИЕ 25

ВМЕСТИМОСТЬ НАСОСОВ ОСНОВНЫХ ТИПОВ ДЛЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ

ПРИМЕЧАНИЯ: Расшифровка обозначений насосов

Магистральные насосы:

Н - нефтяной, М - магистральный,

цифры после буквенного обозначения - подача в м³/ч, цифры после тире - напор в м.

Подпорные и наливные насосы:

Тип НПВ

Н - нефтяной, П - подпорный, В - вертикальный,

цифры после буквенного обозначения - подача в м³/ч, цифры после тире - напор в м.

Тип НД

первое число - диаметр напорного патрубка, уменьшенный в 25 раз, в мм,

Н - насос, Д - рабочее колесо двухстороннего входа, в - высоконапорный, с - средненапорный, Н - нефтяной.

Для многоступенчатых насосов дополнительно:

Вторая цифра - коэффициент быстроходности, уменьшенный в 10 раз, Третья цифра - число ступеней.

Тип НК

Н - нефтяной, К - консольный,

цифры после буквенного обозначения - подача в м³/ч, цифры после тире - напор в м.

Вместимость вихревых (типа ВК) и центробежно-вихревых (типа ЦВ) насосов по ГОСТ 10392-80

ПРИЛОЖЕНИЕ 26

Вместимость счетчиков для нефтепродуктов

ПРИЛОЖЕНИЕ 27

Вместимость установок слива и налива нефтепродуктов в железнодорожные вагоны-цистерны, м³

ПРИЛОЖЕНИЕ 28

Вместимость сетчатых фильтров типа СДК для нефти и нефтепродуктов

ПРИМЕЧАНИЕ. Вместимость нестандартизованных фильтров, выполненных по самостоятельным проектам, рассчитывается, исходя из размеров цилиндрической и конической частей фильтров по соответствующим формулам:

V_k = 0,26 ∙ D² ∙ h, V_ц = 0,79 ∙ D² ∙ H,

где V_k - объем конической части фильтра, м³,

V_ц - объем цилиндрической части фильтра, м³,

D - диаметр фильтра, м,

H - длина цилиндрической части, м,

h - высота цилиндрической части, м.

ПРИЛОЖЕНИЕ 29

УКАЗАНИЯ К РАСЧЕТУ ВМЕСТИМОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ ПО ПРОГРАММЕ НА МИКРОКАЛЬКУЛЯТОРЕ «ЭЛЕКТРОНИКА МК-46»

Программа предназначена для расчета суммарной вместимости прямолинейных и криволинейных участков трубопроводов без ограничения числа этих участков и составлена исходя из следующих формул:

где V₁ - вместимость отдельного прямолинейного участка, м³;

V₂ - вместимость отдельного криволинейного участка, м³;

V - суммарная вместимость участков, м³;

D_ву - внутренний диаметр участка, мм;

L₁ - длина прямолинейного участка вдоль образующей, мм;

L₂ - длина криволинейного участка вдоль внутренней образующей, мм.

Подготовка микро-ЭВМ МК-46 к вводу программы, ввод программы, переход к счету осуществляется по порядку, изложенному в табл. 1 и 2.

В конце приложения приведен пример практического использования МК-46 для расчета вместимости технологического трубопровода.

Таблица 1

Таблица 2

ПРОГРАММА ВЫЧИСЛЕНИЯ СУММАРНОЙ ВМЕСТИМОСТИ ПРЯМОЛИНЕЙНЫХ И КРИВОЛИНЕЙНЫХ УЧАСТКОВ ТРУБОПРОВОДОВ ДЛЯ МИКРОКАЛЬКУЛЯТОРА «ЭЛЕКТРОНИКА МК-46»

ПРИМЕЧАНИЯ: 1. С целью обеспечения правильной эксплуатации программируемого микрокалькулятора МК-46 перед работой следует ознакомиться с инструкцией по его эксплуатации.

2. При использовании микрокалькулятора МК-46 следует учитывать, что отключение его от сети автоматически приводит к стиранию программы.

Работу с МК-46 целесообразно производить единовременно по всему объему исходных данных. При необходимости выключения МК-46 в дальнейшем следует вновь запрограммировать его в соответствии с установленным порядком.

Пример. Рассчитать на микрокалькуляторе МК-46 вместимость технологического трубопровода со следующими размерами участков:

участок № 1

1. Прямолинейная часть с размерами

D_ву = 297 мм

L_y = 40520 мм

2. Прямолинейная часть с размерами

D_ву = 405 мм

L_y = 525600 мм

3. Переход Д₃₀₀/Д₄₀₀

участок № 2

1. Прямолинейная часть с размерами

D_ву = 405 мм

L_y = 307522 мм

2. Криволинейная часть с размерами

L₁ = 2500 мм

L₂ = 1780 мм

D_ву = 400 мм

3. Переход Д₄₀₀/Д₃₀₀

4. Прямолинейная часть с размерами

D_ву = 295 мм

L_y = 527880 мм

ПОРЯДОК РАСЧЕТА

Вместимость прямолинейных и криволинейных участков трубопровода составляет 146,484 м³. Вместимость концентрического перехода Д₃₀₀/Д₄₀₀ по ГОСТ 17378-83 составляет 0,021 м³. Общая вместимость трубопровода составляет 146,484 + 0,021 = 146,526 м³.

ПРИМЕЧАНИЯ:

1. Вместимость деталей и арматуры трубопровода определяется по соответствующим таблицам МУ.

2. Общая вместимость трубопровода рассчитывается обычным (арифметическим) способом или с помощью ручного счета на микрокалькуляторе МК-46.

3. Для расчета общей вместимости трубопровода (с учетом деталей и арматуры) с помощью МК-46 следует выполнить операции по табл. 3 (после операции № 10 табл. 1).

4. Число деталей или арматуры трубопровода для расчета общей вместимости по табл. 3 неограниченно.

Таблица 3