мук роснефть промысловые трубопроводы
Роторк РУС, ООО. Серегин Е.М. Внутренняя стандартизация конечных потребителей трубопроводной арматуры. Приводы арматуры. Идеи для улучшения стандартов
В данной статье проводится анализ Единых технический требований ПАО «НК «Роснефть» – задвижки клиновые (версия 3.00) и шаровые краны (версия 2.00). Также кратко анализируются требования СТО Газпром 2-4.1-2122008 «Общие технические требования к трубопроводной арматуре, поставляемой на объекты ОАО «Газпром», касающиеся приводов трубопроводной арматуры.
Задачи стандартизации требований могут быть разными, однако основные кратко сформулированы в Методических указаниях ПАО «НК «Роснефть»: «Методические указания разработаны с целью стандартизации и унификации параметров, обеспечения взаимозаменяемости, повышения качества и надёжности проектируемых задвижек клиновых, гарантии соответствия задвижек клиновых утвержденным проектным решениям».
Данная формулировка высвечивает ряд аспектов, над которыми работает стандарт, а именно:
1. Стандартизация и унификация параметров, обеспечение взаимозаменяемости
В современных условиях крупные компании стараются унифицировать и гармонизировать бизнес-процедуры во всех своих подразделениях. Это способствует более ясному пониманию терминов, определений, процессов, технологий, способов обработки информации во всех структурах; уменьшает объем работ, делая типовыми многие из них и копируя одно решение на многие однотипные применения; упрощает проведение процедур закупки, учета, хранения, эксплуатации однородной продукции и т. п.
На наш взгляд, обратной стороной медали при таком подходе иногда является излишняя унификация, когда типовое решение пытаются применять в условиях, существенно отличающихся друг от друга и по технологии, и по размерам, и по требованиям безопасности.
В качестве примера, на который стоит обратить внимание, в первую очередь можно привести излишне расширенную «область применения стандартов». Рассмотрим это на примере СТО Газпром и МУК ЕТТ Роснефть.
1.1. СТО Газпром. Область применения
Настоящий Стандарт устанавливает общие требования к трубопроводной арматуре при ее проектировании, изготовлении, приемке, испытаниях, транспортировке и хранении.
Настоящий Стандарт распространяется на запорную, регулирующую, предохранительную и обратную арматуру с номинальными диаметрами от 50 до 1 400 мм, на номинальные давления по ГОСТ 26349-84: 1,0 (10); 1,6 (16); 2,5 (25); 4,0 (40); 6,3 (63); 8,0 (80); 10,0 (100); 12,5 (125); 16,0 (160); 20,0 (200); 25,0 (250); 32,0 (320); 40,0 (400) МПа (кгс/см 2 ), с защитным покрытием нормального и усиленного типа, предназначенную для использования на трубопроводах, емкостях и другом оборудовании промысловых и газосборных пунктов, газоперерабатывающих заводов, подземных хранилищ газа, линейной части магистральных газопроводов, технологических обвязок компрессорных, дожимных, газораспределительных и газоизмерительных станций ОАО «Газпром».
Выделенные жирным шрифтом термины даже на первый взгляд демонстрируют огромное разнообразие как конструкций арматуры с ее спецификой (запорная, регулирующая, предохранительная, обратная), широчайшего диапазона давлений (от 1 МПа до 40 МПа), так и способов технологического применения (от добычи, транспортировки и хранения до газопереработки).
Действительно ли можно в рамках одного стандарта описать требования ко всем возможным типам арматуры – шаровые краны, задвижки клиновые и шиберные, затворы поворотные, клапаны регулирующие седельные и осесимметричные? Ведь все эти типы применяются реже или чаще на объектах либо добычи, либо хранения, либо переработки для целей перекрытия или регулирования потока. Конечно, данный стандарт концентрируется максимально на шаровых кранах (на настоящий момент это наиболее часто применимый тип оборудования при транспортировке и хранении газа, но далеко не единственный при добыче и переработке). Конечно, есть возможности улучшения формулирования требований и по типам арматуры, и по рабочим давлениям, и по технологии. В качестве примера хотелось бы привести требование, касающееся как арматуры, так и приводов, которое так или иначе присутствует в стандарте Газпром (ОТС-3РА-98 «Общая техническая спецификация. Запорно-регулирующая арматура») с 1998 года:
Здесь мы опять наблюдаем не до конца проанализированное расширение требований. Если в ОТС-3РА-98 это требование касалось только пневмоприводов, то в СТО 2008 оно распространяется на все приводы – электрические, электрогидравлические, пневматические. И если 6 секунд для пневмопривода – это скорее сложная задача для замедления срабатывания (т. к. часто краны ДУ 50 мм с пневмоприводом высокого давления срабатывают за 1 секунду), то для электропривода – это довольно скверные условия работы со слишком высокими скоростями на выходе привода, увеличенными размерами (для обеспечения такого быстрого срабатывания) и весом приводов.
Если учесть небольшие размеры присоединительных фланцев кранов малого Ду и необходимость установки привода в разном положении, при вибрации и некоторых прочих условиях привод способен отломить фланец крана.
Неизвестно, каким образом в ОТС-3РА-98 появились эти значения времени. Непонятно, обоснованы ли они технологически. Но именно их проектировщики вписывают в ОЛ, не озадачиваясь проверкой реальных требований безопасности и технологических требований ко времени срабатывания арматуры.
А ведь в системах ПАЗ для обоснования безопасности установки необходимо оценить именно время, за которое требуется перекрыть трубопровод, и прекратить возникновение опасной ситуации. Сколько опасной среды может вытечь за единицу времени из крана Ду 1400 мм или крана Ду 50 мм? Площадь поверхности вытекания крана Ду 1400 мм в 784 раза (!) больше площади вытекания крана Ду 50. В таком случае почему нам важно быстрее перекрыть кран, из которого в случае аварии за единицу времени может выйти в 784 раза меньше опасной среды? Не должно ли все быть наоборот? Не надо ли быстрее закрыть потенциально куда более опасный кран Ду 1400?
Может просто не существует приводов, способных закрыть кран Ду 1400 мм за 6 секунд? Существуют! И даже способны закрыть за 3 секунды, а иногда и за 1 секунду.
Но ведь в процессе газопереработки получаются и применяются в производстве куда более ядовитые газы и жидкости. Как в таком случае поступать с этой арматурой? Сейчас все равняют под одно, но, вероятно, это неправильно.
Следующий аспект унификации – актуальность техпараметров. В данном случае не сложно увидеть, что стандарт 2008 года (и тем более 1998 года) уже может не удовлетворять современным нормам и правилам безопасности (с тех пор уже не раз менялись подзаконные акты, в т. ч. касающиеся времен срабатывания арматуры ПАЗ), а также современным решениям, предлагаемым как арматуростроителями, так производителями приводной техники. В частности, широкое распространение получили краны с уплотнением металл по металлу (особенно в газопереработке), и про них в СТО совсем немного сказано, хотя наверняка необходимо более глубокое описание.
Что касается приводов, то по части автоматизации все передовые решения так и остались в прошлом веке. ОАО «Газпром», наверное, единственная крупная компания в России, которая совсем никак не использует возможности применения современных цифровых протоколов для управления и диагностики приводов и арматуры (Modbus, Profibus, HART, Foundation Fieldbus). Возможность их применения даже не указана в СТО.
В части автоматизации (вероятно, не в последнюю очередь и из-за устаревших положений стандартизации) ОАО «Газпром» начинает сильно уступать приводным решениям, применяемым другими российскими компаниями в области добычи и переработки нефти и газа. Стандарты должны двигать вперед и задавать вектор развития, а не быть якорем, мешающим компании развиваться, особенно это важно в наш цифровой и быстро меняющийся век.
1.2. Область применения МУК ЕТТ ПАО «НК «Роснефть»
Методические указания устанавливают единые технические требования при проектировании (в части подбора оборудования), поставке (включая изготовление, испытания, приёмку, транспортирование) и замене при ремонте задвижек клиновых на производственных объектах добычи нефти и газа, переработки углеводородного сырья и нефтехимии, нефтепродуктообеспечения Компании. То же относится и к шаровым кранам (кроме нефтепродуктообеспечения). Хотелось бы отметить, что предыдущие версии ЕТТ относились только к департаменту Добычи компании «Роснефть». Вероятно, положительный опыт их применения привел к тому, что в компании в последней версии документа существенно расширили область применения стандарта. Одни и те же требования теперь применяются и при добыче, и при переработке нефти и газа, и на нефтепродуктовых базах.
Так ли схожи технологически, климатически и исходя из требований безопасности данные объекты? Сложно сказать, думается, не так уж похожи. И опять же стандарт расширен почти исключительно за счет добавления новых фраз в пункт об области применения, без сколь либо существенной модификации остальной части документа.
Что касается времени срабатывания приводной арматуры в МУК ЕТТ, можно отметить, что данные значения времени не совсем объяснимы (как и в СТО Газпром) с точки зрения технологии, безопасности, логики.
Рассмотрим шаровые краны, значения времени их срабатывания приведены в таблице.
Возникает вопрос, проводился ли анализ обоснованности этих значений времени при копировании данных из другого стандарта? Анализировалась ли их применимость непосредственно к компании «Роснефть»? Применимы ли эти значения для отсекания арматуры в трубопроводах газа и нефти?
Подобного рода допущения бывают весьма опасны. Например, при таких быстрых срабатываниях в продуктопроводах нефти (или другой жидкости, кто сказал, что краны шаровые применяются только на газ?) весьма вероятно возникновение гидравлического удара, а также повреждение арматуры и трубопровода. А ведь эти значения времени включены в ЕТТ, и проектировщики институтов, входящих в «Роснефть», должны руководствоваться этим ЕТТ, и не могут писать даже в ОЛ значения, отличные от указанных здесь, и указанные вряд ли с какой-то логической обоснованностью. Требования времени срабатывания задвижек в МУК ЕТТ приведены ниже.
Проектировщики обратились с просьбой автоматизировать узел приема-запуска очистного устройства на трубе Ду 400. Они попросили подобрать задвижку со временем срабатывания до 240 секунд, или шаровый кран до 24 секунд. Надо сказать, что потребляемая мощность получилась примерно одинаковая для обоих вариантов, но время срабатывания крана было в десять раз быстрее! Мы порекомендовали достаточно экономичный шаровый кран со временем срабатывания 240 секунд. Но от нашего предложения отказались. Почему в одном и том же месте, в одинаковых условиях нельзя применять арматуру с одинаковым временем срабатывания? Где здесь логика? Ее нет, и нет потому, что кто-то вписал некую таблицу в МУК ЕТТ с какими-то значениями времени срабатывания для кранов во всех секторах работы компании, для всех условий, и сделал ее обязательной для выполнения. Получили мы унификацию? Да. Получили мы наилучшее решение на все применения? Конечно, нет. Нельзя ограничивать проектировщика таблицами, жестко ограниченными по времени срабатывания. Обязательно должны присутствовать достаточно простые процедуры обхождения этих требований в случаях, когда логика диктует нам такую необходимость.
Обратимся к времени срабатывания как задвижек, так и кранов шаровых, участвующих в системах ПАЗ:
«Для быстродействующих задвижек клиновых, задействованных в системе ПАЗ, время перемещения запирающего элемента из положения открыто или закрыто (полный ход в одну сторону) не должно превышать 12 секунд».
Обосновано ли данное требование – 12 секунд – в 2018 году? Нет, не обосновано. Как мы уже видели, количество опасной среды, вытекающей из трубопроводов Ду 50 мм и Ду 1400 мм, отличается более чем в 700 раз.
Применимы ли меры снижения риска для одного из этих решений по отношению к другому? Вряд ли. Общий риск от аварии может отличаться почти в 1 000 раз, т. е. на 3 ступени SIL. И если для одного решения может и вообще не нужно снижение риска, то для другого потребуется SIL3. Поэтому время 12 секунд не может устроить оба решения! И мы находим подтверждение этому и в действующей документации в области промышленной безопасности.
Приказ Ростехнадзора от 11 марта 2013 года № 96 (с изменениями на 26 ноября 2015 года) «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств»:
2.1. Разработка технологического процесса, разделение технологической схемы производства на отдельные технологические блоки, применение технологического оборудования, выбор типа отключающих устройств и мест их установки, средств контроля, управления и противоаварийной автоматической защиты (далее ПАЗ) должны быть обоснованы в проектной документации результатами анализа опасностей технологических процессов, проведенного в соответствии с приложением Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности № 1 к настоящим Правилам, с использованием методов анализа риска аварий на ОПО и должны обеспечивать взрывобезопасность технологического блока.
Должны быть обоснованы и значения времени срабатывания, в т. ч. в зависимости от риска. В настоящее время не существует единого правила, которого придерживались раньше: если 1 категория опасности, то время срабатывания – 12 секунд; если 2 категория опасности – 120 секунд (этого уже нет в действующем законодательстве). Дальнейший анализ требований к приводам в системах ПАЗ наглядно демонстрирует, что здесь еще есть над чем работать.
«ЭП и ПП, задействованные в системе ПАЗ, должны иметь сертификаты с уровнем полноты безопасности не ниже SIL2».
Уровень полноты безопасности (SIL) является комплексным показателем СИСТЕМЫ ПАЗ, включающей в себя как минимум датчик, контроллер, исполнительный механизм и АРМАТУРУ.
Это значит, что если расчётами безопасности определено, что требуется снижение риска в данном месте в 100 раз (что знаменует собой SIL2), то необходимо применять не только приводы SIL2, но и датчики в этой системе ПАЗ, и контроллер ПАЗ, и арматуру ПАЗ по SIL2! Только так, только все компоненты! Более того, потребуется рассчитать общий уровень УПБ для всего контура ПАЗ, опираясь на параметры (в первую очередь PFDavg) каждого устройства! Нет большого смысла писать требование только к приводу SIL2, это самообман, что контур снизит риск в 100 раз.
Ниже приводится выдержка из сертификата SIL электропривода, такие же данные должны присутствовать и на датчик, и на контроллер, и на арматуру.
Применение НЗ пневмоприводов
В случае применения шарового крана с заданным положением в технологической схеме (нормально-закрытая, нормально-открытая согласно ГОСТ 24856), если это предусмотрено проектом, пневмосистема может также включать пневматический аккумулятор емкостью, достаточной для автономного срабатывания пневмопривода в случаях исчезновения сигнала управления, снижения давления управляющей среды и других, предусмотренных проектом.
Существует второе решение – применение пневмоприводов с пружиной возврата в безопасное положение. Часто это наиболее оптимальный вариант.
Не стоит забывать, что ресивер – это сосуд, работающий под давлением. Это означает, что по регламенту ТР ТС 032 необходимы его периодические поверки, поверки манометра и т. п. Если использовать пружину, то никаких поверок не потребуется.
Герметичность приводов
На наш взгляд, требование по герметичности приводов кажется заниженным. Электрооборудование, поставляемое вместе с ПП, должно иметь степень защиты не ниже IP 54. Электрические части ЭП, выполненные во взрывозащищенном исполнении, не ниже класса 1ExdIIBT3 по ГОСТ Р 30852.0 со степенью защиты оболочки не ниже IP 66 (не ниже IP 55 для приводов, помещенных в герметичный кожух) по ГОСТ 14254.
В данном случае не совсем ясно, что обозначает привод, помещенный в герметичный кожух и каковы требования IP.
В левой части расположенной ниже таблицы представлены параметры пылезащиты, в правой – параметры влагозащиты.
В ЕТТ «Шаровые краны» присутствует следующий пункт «4.3.14. ТРЕБОВАНИЯ К ТИПУ УПРАВЛЕНИЯ»: Для управления шаровыми кранами, в зависимости от типоразмера, применяются следующие типы приводных устройств:
— ручные приводы без механического редуктора – управление рукояткой;
— ручные приводы с механическим редуктором – управление маховиком;
— с ЭП;
— пневмоприводы с кулисным механизмом.
Существует много проверенных (в том числе на объектах «Газпрома») решений автоматизации с применением электрогидроприводов ЭГП (быстрое аварийное срабатывание – от 3 секунд при потере напряжения). ЭГП не требуют наличия сжатого газа (в той или иной форме необходимого для работы пневмоприводов), им необходима только электроэнергия (причем потребляемая мощность весьма мала). Приводы могут применяться и как регуляторы, работать по протоколам Modbus, HART, Foundation Fieldbus, Profibus, Pakscan. Имеют исторический модуль, функцию частичного страгивания (PST, PVST), независимый вход ПАЗ (1 или 2), сертификацию вплоть до SIL3. Электрогидропривод Skilmatic изображен на фото ниже.
Зачастую для систем ПАЗ это, вероятно, наиболее подходящие приводы, т. к. они обеспечивают высокий крутящий момент (до 350 000 нм). Этого не достичь никакому другому электроприводу, пусть даже и с пружиной.
Взято это, вероятно, из СТО Газпром. А как появилось там, доподлинно не известно. Это можно обосновать тем, что некоторые конструкции кранов с мягким седловым уплотнением при долгой неподвижности могут потребовать увеличенный момент. В мире нет такой практики, когда КЗ = 2, даже для систем ПАЗ быстрого срабатывания обычно КЗ = 1,5.
Усилия на маховике ручного дублера
Задвижки
Величина усилия на маховике ручного дублера не должна превышать 250 Н (25 кгс), а в момент закрытия «дожатия» запирающего элемента (или «страгивания» при открытии) усилие на маховике не должно превышать 450 Н (45 кгс).
Краны шаровые
Величина усилия на рукоятке (маховике) ручного привода, ручного дублера не должна превышать значения, указанного в Таблице 3 ГОСТ 12.2.063-2015.
Как видно, рабочие усилия для кранов (и рабочие, и максимальные) почему-то существенно выше чем на задвижках. В целом максимальное усилие часто при расчетах ручных дублеров или диаметров маховиков редукторов (или передаточного числа) принимают значение 750 Н.
Величины 250 Н и 450 Н (особенно 450 Н) кажутся заниженными, что ведет к увеличению диаметра штурвала задвижки, ее габаритных размеров. В целом не совсем ясно, почему к одному типу арматуры применена ссылка на ГОСТ, а на другой приводятся отличные значения? Нет ли смысла унифицировать в соответствии с ГОСТ?
В заключение хотелось бы сказать, что при написании стандартов, технических требований стоит руководствоваться целесообразностью, проверять все требования на логичность, на соответствие требованиям современных стандартов в области автоматизации, технологии, и важно – безопасности. Также при их написании привлекать к обсуждению специалистов в этой области – производителей приводной техники. Взаимный обмен мнениями позволит существенно улучшить качество подготавливаемой документации, выполнить ее на современном мировом уровне.
Мук роснефть промысловые трубопроводы
ТРУБОПРОВОДЫ ПРОМЫСЛОВЫЕ ДЛЯ НЕФТИ И ГАЗА
Правила проектирования и производства работ
Дата введения 2017-06-17
Предисловие
Сведения о своде правил
2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 465 «Строительство»
3 ПОДГОТОВЛЕН К УТВЕРЖДЕНИЮ Департаментом градостроительной деятельности и архитектуры Министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации (Минстрой России)
5 ЗАРЕГИСТРИРОВАН Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт)
Изменение N 1 внесено изготовителем базы данных
Настоящий свод правил разработан РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М.Губкина (д-р техн. наук Г.Г.Васильев, д-р техн. наук С.Г.Иванцова, д-р техн. наук С.И.Сенцов) и ООО «Трансэнергострой» (канд. хим. наук И.В.Вьюницкий, М.А.Комаров, С.А.Артемьева, А.В.Фомин).
Изменение N 1 разработано авторским коллективом ЗАО «ПРОМТРАНСНИИПРОЕКТ» (д-р техн. наук Л.А.Андреева, И.П.Потапов, И.В.Музыкин) и ФГАОУ ВО «РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М.Губкина» (д-р техн. наук Г.Г.Васильев, д-р техн. наук С.Г.Иванцова, д-р техн. наук С.И.Сенцов, канд. техн. наук И.А.Леонович, канд. техн. наук А.П.Сальников).
1 Область применения
Настоящий свод правил распространяется на промысловые трубопроводы:
— газосборных коллекторов от обвязки газовых скважин, газопроводы неочищенного газа, трубопроводы стабильного и нестабильного газового конденсата, независимо от их протяженности;
— трубопроводов для подачи очищенного газа и ингибитора в скважины и на другие объекты обустройства месторождений;
— трубопроводов сточных вод давлением более 10 МПа для подачи их в скважины для закачки в поглощающие пласты;
— нефтегазосборных трубопроводов (нефтегазопроводы) для транспортирования продукции нефтяных скважин от замерных установок до пунктов первой ступени сепарации нефти;
— газопроводов для транспортирования нефтяного газа от установок сепарации нефти до установок комплексной подготовки газа, установок предварительной подготовки или до потребителей;
— нефтепроводов для транспортирования газонасыщенной или разгазированной обводненной или безводной нефти от пункта сбора нефти и дожимной насосной станции до центрального пункта сбора;
— газопроводов для транспортирования газа к эксплуатационным скважинам при газлифтном способе добычи;
— газопроводов для подачи газа в продуктивные пласты с целью увеличения нефтеотдачи;
— трубопроводов систем заводнения нефтяных пластов и систем захоронения пластовых и сточных вод в глубокие поглощающие горизонты;
— нефтепроводов для транспортирования товарной нефти от центрального пункта сбора до сооружения магистрального транспорта;
— газопроводов для транспортирования газа от центрального пункта сбора до сооружения магистрального транспорта газа;
— ингибиторопроводов для подачи ингибиторов к скважинам или другим объектам обустройства нефтяных месторождений;
— водоводы для транспортирования пресной, пластовой или подтоварной воды на кустовую насосную станцию.
К трубопроводам, транспортирующим среды, содержащие сероводород, относят трубопроводы, транспортирующие среды с парциальным давлением сероводорода более 300 Па.
Настоящий свод правил не распространяется:
— на трубопроводы из полимерных, композитных материалов и чугуна; трубопроводы для магистрального транспортирования товарного продукта;
— трубопроводы для транспортирования продукции с высоким содержанием сероводорода (парциальное давление выше 1,0 МПа);
— трубопроводы для транспортирования продуктов температурой выше 100°С;
— трубопроводы тепловых сетей, водоснабжения и канализации;
— технологические внутриплощадочные трубопроводы (трубопроводы, расположенные на площадках скважин и кустов скважин, установок предварительной подготовки газа, установок комплексной подготовки газа, дожимных компрессорных станций, дожимных насосных станций, головных компрессорных станций, головных насосных станций, головных сооружений, газоизмерительных станций, пунктов сбора, газоперерабатывающих заводов, станций подземного хранения газа и других промысловых объектов).
2 Нормативные ссылки
В настоящем своде правил использованы нормативные ссылки на следующие документы:
ГОСТ 9.304-87 Единая система защиты от коррозии и старения. Покрытия газотермические. Общие требования и методы контроля
ГОСТ 9.315-91 Единая система защиты от коррозии и старения. Покрытия алюминиевые горячие. Общие требования и методы контроля
ГОСТ 9.602-2016 Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии
ГОСТ 12.1.004-91 Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность. Общие требования
ГОСТ 12.3.009-76 Система стандартов безопасности труда. Работы погрузочно-разгрузочные. Общие требования безопасности
ГОСТ 1412-85 Чугун с пластинчатым графитом для отливок. Марки
ГОСТ 6996-66 (ИСО 4136-89, ИСО 5173-81, ИСО 5177-81) Сварные соединения. Методы определения механических свойств
ГОСТ 7512-82 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод
ГОСТ 9238-2013 Габариты железнодорожного подвижного состава и приближения строений
ГОСТ 15140-78 Материалы лакокрасочные. Методы определения адгезии
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 24856-2014 Арматура трубопроводная. Термины и определения
ГОСТ 25225-82 Контроль неразрушающий. Швы сварных соединений трубопроводов. Магнитографический метод
ГОСТ 26775-97 Габариты подмостовые судоходных пролетов мостов на внутренних водных путях. Нормы и технические требования
ГОСТ 27751-2014 Надежность строительных конструкций и оснований. Основные положения
ГОСТ 28302-89 Покрытия газотермические защитные из цинка и алюминия металлических конструкций. Общие требования к типовому технологическому процессу
ГОСТ 28338-89 Соединения трубопроводов и арматура. Номинальные диаметры. Ряды
ГОСТ 30732-2006 Трубы и фасонные изделия стальные с тепловой изоляцией из пенополиуретана с защитной оболочкой. Технические условия
ГОСТ 31443-2012 Трубы стальные для промысловых трубопроводов. Технические условия
ГОСТ 31448-2012 Трубы стальные с защитными наружными покрытиями для магистральных газонефтепроводов. Технические условия
ГОСТ EN 826-2011 Изделия теплоизоляционные, применяемые в строительстве. Методы определения характеристик сжатия
ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии
ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования
ГОСТ Р 55028-2012 Дороги автомобильные общего пользования. Материалы геосинтетические для дорожного строительства. Классификация, термины и определения
ГОСТ Р 55724-2013 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые
СП 14.13330.2018 «СНиП II-7-81* Строительство в сейсмических районах» (с изменением N 1)
СП 18.13330.2019 Производственные объекты. Планировочная организация земельного участка (СНиП II-89-80* Генеральные планы промышленных предприятий) (с изменением N 1)
СП 22.13330.2016 «СНиП 2.02.01-83* Основания зданий и сооружений» (с изменениями N 1, N 2, N 3)