Узел пуска приема сод что это
Средства очистки и диагностики
Непременным технологическим элементом эксплуатации нефтепроводов являются узлы приема-пуска средств очистки и диагностики внутренней полости нефтепровода (СОД). На ГНПС устанавливают только камеры пуска, на ППС — как камеры пуска, так и камеры приема устройств, а также узлы пропуска СОД; на конечных НПС — только камеры приема. Поточные устройства (которые сотрудники НПС часто называют просто «снаряд») движутся внутри трубопровода под действием перепада давлений, возникающего на их торцах в потоке транспортируемой жидкости, и осуществляют те технологические операции, для которых они предназначены.
Существуют различные конструкции поточных устройств. Так, например, для слежения за состоянием внутренней поверхности трубопровода используют чрезвычайно сложные (и дорогостоящие) конструкции, несущие на себе множество измерительных приборов и записывающих устройств, показания которых позже дешифрируют и анализируют на предмет обнаружения дефектов внутренней поверхности трубопровода.
К более простым СОД, используемым для очистки внутренней полости нефтепровода, относятся различные скребки, жесткие или эластичные поршни (англ. «pig»), а также толстостенные резиновые шары (разделители типа РШ).
Нефтепровод и сами поточные устройства оборудуют, как правило, сигнальными приборами, регистрирующими движение устройства внутри трубопровода. Каждое из очистных устройств имеет свои преимущества и недостатки. Так, например, толстостенные резиновые шары типа РШ обладают повышенной проходимостью внутри трубопровода, способны преодолевать сужения трубы, крутые повороты и даже неполнопроходные задвижки, однако из-за своей эластичности они обладают худшими очистными свойствами по сравнению со скребками, особенно в случае застарелых и твердых отложений.
Для ввода диагностического снаряда достаточно, закрыв одну задвижку, открыть последовательно две другие задвижки. Это изменит направление потока жидкости, и устройство уйдет в трубопровод. На камере установлено несколько вантузов для слива остаточной жидкости, а также удаления газовоздушных пробок.
Камера пуска и приема очистных устройств
Очистные поршни эксплуатируются на всех видах магистральных трубопроводов с целью очистки внутренней полости
Очистные поршни эксплуатируются на всех видах магистральных трубопроводов с целью очистки внутренней полости.
В состав такого устройства входят:
узлы пуска и приема очистных поршней,
система автоматического управления и контроля за процессом очистки.
Для монтажа камеры приема и пуска очистных устройств необходимо найти и приготовить площадку ее размещения, потом остановить перекачку на участке трубопровода от места установки камеры пуска до места установки камеры приема.
Далее участок трубопровода опорожняется, труба разрезается холодным способом, к концам привариваются фланцы, монтируется линейная задвижка.
После устанавливается камера пуска и приема очистных устройств.
Так же существуют устройства для очистки полости трубопровода на более сложных участках трассы, к примеру, переходы через водные препятствия.
В состав пускового узла входят такие устройства, как:
система контроля и управления процессом запуска поршня,
площадка хранения поршней,
устройство для запасовки поршней в пусковую камеру,
камера пуска очистных поршней, которая подключается с помощью запорного устройства к основной магистрали, с техобвязкой.
Приемный узел содержит:
устройство для выемки поршня из приемной камеры,
систему контроля и управления процессом приема очистных поршней,
площадку для хранения использованных очистных поршней,
камеру для приема поршней, которая подключается через запорное устройство к основной магистрали, с техобвязкой,
технологические трубопроводы и емкости для приема загрязненного конденсата. В зависимости от конструкции они могут позволять параллельно запускать и принимать одно или более очистных устройств с определенным интервалом времени.
Узлы запуска, пропуска и приема СОД.
Узлы запуска, пропуска и приема СОД должны выполнять следующие функции:
— запуск внутритрубных очистных, диагностических и разделительных устройств;
— прием внутритрубных очистных, диагностических, герметизирующих и разделительных устройств;
— пропуск внутритрубных очистных, диагностических, герметизирующих и разделительных устройств.
Расстояние между УЗПП СОД обосновывается в проекте с учетом технических характеристик внутритрубных диагностических приборов и физико-химических показателей перекачиваемой нефти (содержание парафина, вязкость, температура застывания и т.д.). Максимальная протяженность участка магистрального нефтепровода между узлами запуска и приема СОД должна быть:
Стационарные узлы запуска и приема СОД предусматриваются на магистральном нефтепроводе, на лупингах и отводах протяженностью более 3 км и резервных нитках переходов через водные преграды и болота независимо от их протяженности.
На промежуточных НПС, на которых не предусматривается запуск и прием СОД, должны быть установлены узлы пропуска СОД, обвязка которых обеспечивает пропуск СОД как с остановкой, так и без остановки НПС.
В состав узлов запуска и приема СОД входят следующие объекты и сооружения:
— камера запуска средств очистки и диагностики с устройством передней запасовки;
— камера приема средств очистки и диагностики;
— емкость дренажная (подземная горизонтальная) с погружным насосом, с установленным на ней дыхательным клапаном, огнепреградителем и сигнализатором уровня;
— технологические трубопроводы с соединительными деталями и запорной арматурой;
— периметральное охранное освещение, ограждение и инженерно-технические средства охраны;
— система энергоснабжения и молниезащиты;
— система электрохимической защиты от коррозии;
— средства контроля и управления;
— грузоподъемные механизмы для перемещения, запасовки и извлечения СОД;
— подъездная автомобильная дорога.
В зависимости от расположения узлов запуска и приема СОД на магистральном нефтепроводе предусматриваются разные технологические схемы и порядок выполнения технологических операций (параллельное- соосное расположение камер приема-запуска, для станций с резервуарным парком или без него и т.п.).
В комплектацию камер запуска, приема СОД входят:
— грузоподъемные механизмы для перемещения, запасовки и извлечения СОД;
— площадки обслуживания (для камер Ду 400 и более);
— датчик контроля герметичности;
— датчик давления класса точности не ниже 0,25;
— манометр класса точности не ниже 1;
— сигнализатор прохода СОД;
— поддон для сбора нефтешлама (в комплекте с камерой приема).
Камеры запуска и приема СОД в зависимости от условий эксплуатации должны приниматься следующих климатических исполнений и категорий размещения по ГОСТ 15150.
Конструкция камер запуска и приема СОД должна быть рассчитана для эксплуатации с рабочим давлением не более 8,0 МПа и в районах установки с сейсмичностью не более 9 баллов по шкале MSK-64.
Рисунок 13.6.а. – Камера запуска СОД
Рисунок 13.6.б – Камера приема СОД
Для дренажа нефти из камер запуска, приема и примыкающим к камерам надземной части технологических трубопроводов, устанавливается подземная горизонтальная дренажная емкость. На каждом узле запуска, узле запуска-приема или узле приема СОД должна быть установлена одна емкость, минимальный объем которой должен приниматься в соответствии со специальными нормативами.
На каждой дренажной емкости устанавливается следующее оборудование:
— центробежный, вертикальный насос с электродвигателем;
— клапан дыхательный со встроенным огнепреградителем Ду 100, пропускной способностью 150 м 3 /ч;
— замерный люк Ду 150;
— патрубок Ду 800 для установки электронасосного агрегата;
На узлах запуска и приема СОД для откачки нефти из дренажной подземной емкости на ее патрубке следует устанавливать погружной насос с электродвигателем во взрывозащищенном исполнении. Конструкция патрубка должна обеспечивать надежную установку погружного электронасосного агрегата.
На дренажных емкостях предусматривается два патрубка для присоединения трубопроводов дренажной и газовоздушной линий (для сброса газовоздушной смеси)..
Технологическая схема узла запуска-приема СОД с параллельным расположением камер на НПС с резервуарным парком изображена на рисунке 13.6.в.
| Dy | — условный диаметр магистрального нефтепровода, мм |
| D1 | — условный диаметр трубопровода при работе минуя НПС, мм |
| D2 | — условный диаметр трубопровода подвода нефти, мм |
| D3 | — условный диаметр трубопроводов отвода нефти, мм |
| D4 | — условный диаметр дренажных и вспомогательных трубопроводов, мм |
| D5 | — условный диаметр трубопровода газовоздушной линии, мм |
| Д | — патрубок для подачи пара или инертного газа |
| Ж | — патрубок для установки запасовочного устройства |
 | — блокировочные трубопроводы и арматура |
 | — запорная арматура с электроприводом |
 | — манометр |
 | — датчик давления |
 | — направление потока нефти |
Эта схема обеспечивает выполнение следующих операций:
— перекачку нефти, минуя НПС, при открытых задвижках № 1, 6, 7, 10 и закрытых задвижках № 2-5, 8, 9;
— перекачку нефти через НПС, минуя камеры запуска и приема, при открытых задвижках № 1, 4, 5, 10 и закрытых задвижках № 2, 3, 6-9;
— заполнение нефтью камеры запуска из магистрального нефтепровода, до начала пуска СОД, через систему дренажных и вспомогательных трубопроводов При изменении уровня в емкости более чем на 0,3 м камера считается заполненной;
— запуск СОД в случае работы НПС при открытых задвижках № 2, 3, 4, закрытии задвижки № 1, и закрытых задвижках № 6-9;
— запуск СОД в случае остановки НПС при открытых задвижках № 2, 3, 6, 7, 10, закрытии задвижки № 1, и закрытых задвижках № 4, 5, 8, 9;
— прием СОД в случае работы НПС при открытых задвижках № 5, 8, 9 и закрытых задвижках № 2, 3, 6, 7;
— прием СОД в случае остановки НПС при открытых задвижках № 1, 6-9 и закрытых задвижках № 2, 3, 4, 5, 10;
— дренаж нефти из камеры запуска СОД и прилегающих надземных участков трубопроводов в дренажную подземную емкость при открытом воздушнике на газовоздушной линии;
— дренаж нефти из камеры приема СОД и прилегающих надземных участков трубопроводов в дренажную подземную емкость при открытом воздушнике на газовоздушной линии.;
— откачку нефти из дренажной подземной емкости в приемный коллектор НПС;
— откачку нефти в передвижную емкость при закрытых задвижках № 2, 3, 8, 9,;
— подачу пара или инертного газа во внутреннюю полость камеры запуска СОД через патрубок Д при открытом воздушнике на газовоздушной линии;
— подачу пара или инертного газа во внутреннюю полость камеры приема СОД через патрубок Д при открытом воздушнике на газовоздушной линии и открытой задвижке этой линии.
1 Заполнение нефтью камеры запуска (приема) СОД условным диаметром до 250 мм включительно из магистрального нефтепровода следует осуществлять с производительностью не более 10 м 3 /ч, условным диаметром от 300 до 500 мм включительно не более 25 м 3 /ч, условным диаметром от 700 до 1200 мм – с производительностью не более 50 м 3 /ч.
2 Скорость заполнения камер из магистрального нефтепровода регулируется регулирующим органом. Степень регулировки определяется с помощью пробного заполнения подземной дренажной емкости в период пуско-наладочных работ. Изменение уровня в дренажной емкости во время пробного заполнения должно определяться с помощью переносного уровнемера. При достижении уровня 2/3 от максимального заполнении подземной емкости следует прекратить путем закрытия задвижки № 9. Повторное заполнение производить после полной откачки нефти из емкости.
3 Воздушники на газовоздушной линии следует использовать только для подачи воздуха во внутреннюю полость камер СОД при дренаже.
4 В период между пропусками СОД по магистральному нефтепроводу узел запуска-приема должен находиться в следующем состоянии:
— камера запуска, камера приема, дренажная подземная емкость и трубопроводы технологической обвязки опорожнены от нефти;
— задвижки № 2, 3, 8, 9, закрыты;
— камера приема, поддон и дренажная подземная емкость зачищены от нефтешлама.
5 Последовательность открытия и закрытия задвижек при производстве всех технологических операций должна устанавливаться «Инструкцией по запуску и приему СОД», которая утверждается главным инженером ОАО МН.
Узлы пропуска СОД могут устанавливаться на НПС (обычно промежуточных) при работе их на один или два параллельных нефтепровода.
Технологическая схема узла пропуска СОД при работе нефтеперекачивающей станции на один нефтепровод приведена на рисунке 13.6.г.
| — основные технологические трубопроводы | |
| | — задвижка с электроприводом |
 | — обратный клапан |
| | — направление потока нефти |
Технологическая схема узла пропуска СОД на нефтеперекачивающей станции обеспечивает выполнение следующих операций:
— перекачку нефти через НПС при открытых задвижках № 4, 5, 6, 7, 10, 11 и закрытых задвижках № 1, 2, 3, 8, 9;
— пропуск СОД через отключенную НПС при открытых задвижках № 1, 2 и закрытых задвижках № 3-11;
— перекачку нефти минуя НПС через байпасный трубопровод с обратным затвором при открытых задвижках № 4, 5, и закрытых задвижках № 1, 2, 3, 6, 7, 8, 9, 10, 11;
— прием СОД в камеру пропуска при открытых задвижках № 2, 3, 4, 5, 6, 9, 10, 11 и закрытых задвижках № 1, 7, 8;
— запуск СОД из камеры пропуска при открытых задвижках № 1, 4, 5, 7, 8, 10, 11 и закрытых задвижках № 2, 3, 6, 9.
1 Последовательность открытия и закрытия задвижек при производстве всех технологических операций должна устанавливаться «Инструкцией по пропуску СОД», которая утверждается главным инженером ОАО МН.
Дата добавления: 2018-05-10 ; просмотров: 7967 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ
Технологические схемы узлов приема, пуска и пропуска СОД
| Dy | — условный диаметр магистрального нефтепровода, мм |
| D1 | — условный диаметр трубопровода при работе минуя НПС, мм |
| D2 | — условный диаметр трубопровода подвода нефти, мм |
| D3 | — условный диаметр трубопроводов отвода нефти, мм |
| D4 | — условный диаметр дренажных и вспомогательных трубопроводов, мм |
 | — датчик давления  — направление потока нефти |
Рисунок 5.1.10 – Технологическая схема узла запуска-приема СОД с параллельным расположением камер на НПС с резервуарным парком
Эта схема обеспечивает выполнение следующих операций:
— перекачку нефти, минуя НПС, при открытых задвижках № 1, 6, 7, 10 и закрытых задвижках № 2-5, 8, 9;
— перекачку нефти через НПС, минуя камеры запуска и приема, при открытых задвижках № 1, 4, 5, 10 и закрытых задвижках № 2, 3, 6-9;
— заполнение нефтью камеры запуска из магистрального нефтепровода, до начала пуска СОД, через систему дренажных и вспомогательных трубопроводов При изменении уровня в емкости более чем на 0,3 м камера считается заполненной;
— запуск СОД в случае работы НПС при открытых задвижках № 2, 3, 4, закрытии задвижки № 1, и закрытых задвижках № 6-9;
— запуск СОД в случае остановки НПС при открытых задвижках № 2, 3, 6, 7, 10, закрытии задвижки № 1, и закрытых задвижках № 4, 5, 8, 9;
— прием СОД в случае работы НПС при открытых задвижках № 5, 8, 9 и закрытых задвижках № 2, 3, 6, 7;
— прием СОД в случае остановки НПС при открытых задвижках № 1, 6-9 и закрытых задвижках № 2, 3, 4, 5, 10;
— дренаж нефти из камеры запуска СОД и прилегающих надземных участков трубопроводов в дренажную подземную емкость при открытом воздушнике на газовоздушной линии;
— дренаж нефти из камеры приема СОД и прилегающих надземных участков трубопроводов в дренажную подземную емкость при открытом воздушнике на газовоздушной линии;
— откачку нефти из дренажной подземной емкости в приемный коллектор НПС;
— откачку нефти в передвижную емкость при закрытых задвижках № 2, 3, 8, 9;
— подачу пара или инертного газа во внутреннюю полость камеры запуска СОД через патрубок Д при открытом воздушнике на газовоздушной линии;
— подачу пара или инертного газа во внутреннюю полость камеры приема СОД через патрубок Д при открытом воздушнике на газовоздушной линии и открытой задвижке этой линии.
Технические указания:
1. Заполнение нефтью камеры запуска (приема) СОД условным диаметром до 250 мм включительно из магистрального нефтепровода следует осуществлять с производительностью не более 10 м3/ч, условным диаметром от 300 до 500 мм включительно не более 25 м3/ч, условным диаметром от 700 до 1200 мм – с производительностью не более 50 м3/ч.
2. Скорость заполнения камер из магистрального нефтепровода регулируется регулирующим органом. Степень регулировки определяется с помощью пробного заполнения подземной дренажной емкости в период пуско-наладочных работ. Изменение уровня в дренажной емкости во время пробного заполнения должно определяться с помощью переносного уровнемера. При достижении уровня 2/3 от максимального заполнении подземной емкости следует прекратить путем закрытия задвижки № 9. Повторное заполнение производить после полной откачки нефти из емкости.
3. Воздушники на газовоздушной линии следует использовать только для подачи воздуха во внутреннюю полость камер СОД при дренаже.
4. В период между пропусками СОД по магистральному нефтепроводу узел запуска-приема должен находиться в следующем состоянии:
— камера запуска, камера приема, дренажная подземная емкость и трубопроводы технологической обвязки опорожнены от нефти;
— задвижки № 2, 3, 8, 9, закрыты;
— камера приема, поддон и дренажная подземная емкость зачищены от нефтешлама.
5. Последовательность открытия и закрытия задвижек при производстве всех технологических операций должна устанавливаться «Инструкцией по запуску и приему СОД», которая утверждается главным инженером.
Узлы пропуска СОД могут устанавливаться на НПС (обычно промежуточных) при работе их на один или два параллельных нефтепровода.
Технологическая схема узла пропуска СОД при работе нефтеперекачивающей станции на один нефтепровод приведена на рисунке 5.1.11.
  | основные технологические трубопроводы  — задвижка с электроприводом |
Рисунок 5.1.11 – Технологическая схема узла пропуска СОД
Технологическая схема узла пропуска СОД на нефтеперекачивающей станции обеспечивает выполнение следующих операций:
— перекачку нефти через НПС при открытых задвижках № 4, 5, 6, 7, 10, 11 и закрытых задвижках № 1, 2, 3, 8, 9;
— пропуск СОД через отключенную НПС при открытых задвижках № 1, 2 и закрытых задвижках № 3-11;
— перекачку нефти минуя НПС через байпасный трубопровод с обратным затвором при открытых задвижках № 4, 5, и закрытых задвижках № 1, 2, 3, 6, 7, 8, 9, 10, 11;
— прием СОД в камеру пропуска при открытых задвижках № 2, 3, 4, 5, 6, 9, 10, 11 и закрытых задвижках № 1, 7, 8;
— запуск СОД из камеры пропуска при открытых задвижках № 1, 4, 5, 7, 8, 10, 11 и закрытых задвижках № 2, 3, 6, 9.
Последовательность открытия и закрытия задвижек при производстве всех технологических операций должна устанавливаться «Инструкцией по пропуску СОД», которая утверждается главным инженером ОСТ.
К площадочным объектам магистральных трубопроводов относятся следующие объекты:
— головные, промежуточные перекачивающие (предназначены для сообщения нефти/нефтепродукту энергии в виде напора и перекачки их по магистральным трубопроводам) станции, наливные насосные станции;
— резервуарные парки (предназначены для приема, накопления, хранения, измерения объема и сдачи нефти, нефтепродуктов);
— пункты подогрева нефти (для нагрева и снижения вязкости в целях повышения пропускной способности технологического и/или магистрального трубопровода, а также для обеспечения температуры выше температуры застывания после продолжительных остановок);
— нефтеналивные эстакады (автомобильные и железнодорожные) и причалы (обеспечивают приём, учёт, хранение и отпуск нефти/нефтепродуктов потребителям и транспортировки водным видом транспорта).
Для стабильной транспортировки нефти протяженные магистральные трубопроводы разбиваются на технологические участки.
Технологический участок имеет как правило протяженность 400-600 км, в состав входит 3-6 промежуточных НПС. Технологические участки разделяются НПС с резервуарными парками.
Рисунок 5.1.12 – Технологический участок МТ
Узел пуска приема сод что это
Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов
КАМЕРЫ ПУСКА И ПРИЕМА СРЕДСТВ ОЧИСТКИ И ДИАГНОСТИРОВАНИЯ
Общие технические условия
Trunk pipeline transport of oil and oil products. Chambers for launch and receiving of cleaning and diagnostic devices. General specifications
* По данным официального сайта Росстандарт
Примечание изготовителя базы данных.
Дата введения 2020-06-01
Предисловие
Цели, основные принципы и общие правила проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены ГОСТ 1.0 «Межгосударственная система стандартизации. Основные положения» и ГОСТ 1.2 «Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, обновления и отмены»
Сведения о стандарте
1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт трубопроводного транспорта» (ООО «НИИ Транснефть»)
2 ВНЕСЕН Подкомитетом ПК 7 «Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов» Межгосударственного технического комитета по стандартизации МТК 523 «Техника и технология добычи и переработки нефти и газа»
3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 30 августа 2019 г. N 121-П)
За принятие проголосовали:
Краткое наименование страны по МК (ИСО 3166) 004-97
Сокращенное наименование национального органа по стандартизации
Госстандарт Республики Беларусь
4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 24 сентября 2019 г. N 752-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 34568-2019 введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 1 июня 2020 г.
Информация о введении в действие (прекращении действия) настоящего стандарта и изменений к нему на территории указанных выше государств публикуется в указателях национальных стандартов, издаваемых в этих государствах, а также в сети Интернет на сайтах соответствующих национальных органов по стандартизации.
В случае пересмотра, изменения или отмены настоящего стандарта соответствующая информация будет опубликована на официальном интернет-сайте Межгосударственного совета по стандартизации, метрологии и сертификации в каталоге «Межгосударственные стандарты»
1 Область применения
Настоящий стандарт распространяется на стационарные камеры пуска и приема средств очистки и диагностирования, предназначенные для применения на линейной части магистрального трубопровода.
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие межгосударственные стандарты:
ГОСТ 9.014 Единая система защиты от коррозии и старения. Временная противокоррозионная защита изделий. Общие требования
ГОСТ 9.407 Единая система защиты от коррозии и старения. Покрытия лакокрасочные. Метод оценки внешнего вида
ГОСТ 12.1.004 Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность. Общие требования
ГОСТ 12.1.007 Система стандартов безопасности труда. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности
ГОСТ 12.1.010 Система стандартов безопасности труда. Взрывобезопасность. Общие требования
ГОСТ 12.2.003 Система стандартов безопасности труда. Оборудование производственное. Общие требования безопасности
ГОСТ 12.2.044 Система стандартов безопасности труда. Машины и оборудование для транспортирования нефти. Требования безопасности
ГОСТ 12.3.009 Система стандартов безопасности труда. Работы погрузочно-разгрузочные. Общие требования безопасности
ГОСТ 12.4.026 Система стандартов безопасности труда. Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная. Назначение и правила применения. Общие технические требования и характеристики. Методы испытаний
ГОСТ 15.309-98 Система разработки и постановки продукции на производство. Испытания и приемка выпускаемой продукции. Основные положения
ГОСТ 27.002 Надежность в технике. Термины и определения
ГОСТ 166 Штангенциркули. Технические условия
ГОСТ 305 Топливо дизельное. Технические условия
В Российской Федерации действует ГОСТ Р 52368-2005 (ЕН 590:2004) «Топливо дизельное ЕВРО. Технические условия».
ГОСТ 1012 Бензины авиационные. Технические условия
ГОСТ 1667 Топливо моторное для среднеоборотных и малооборотных дизелей. Технические условия
ГОСТ 6996 (ИСО 4136-89, ИСО 5173-81, ИСО 5177-81) Сварные соединения. Методы определения механических свойств
ГОСТ 7502 Рулетки измерительные металлические. Технические условия
ГОСТ 7512 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод
ГОСТ 9454 Металлы. Метод испытания на ударный изгиб при пониженных, комнатной и повышенных температурах
ГОСТ 9544 Арматура трубопроводная. Нормы герметичности затворов
ГОСТ 10227 Топлива для реактивных двигателей. Технические условия
ГОСТ 10433 Топливо нефтяное для газотурбинных установок. Технические условия
ГОСТ 10585 Топливо нефтяное. Мазут. Технические условия
ГОСТ 12971 Таблички прямоугольные для машин и приборов. Размеры
ГОСТ 13716 Устройства строповые для сосудов и аппаратов. Технические условия
ГОСТ 15150 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 18442 Контроль неразрушающий. Капиллярные методы. Общие требования
ГОСТ 19007 Материалы лакокрасочные. Метод определения времени и степени высыхания
ГОСТ 20415 Контроль неразрушающий. Методы акустические. Общие положения
ГОСТ 20799 Масла индустриальные. Технические условия
ГОСТ 21105 Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод
В Российской Федерации действует ГОСТ Р 56512-2015 «Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод. Типовые технологические процессы».
ГОСТ 22727 Прокат листовой. Методы ультразвукового контроля
ГОСТ 23170 Упаковка для изделий машиностроения. Общие требования
ГОСТ 24472 Инструмент разметочный. Циркули. Типы и основные размеры
ГОСТ 26349 Соединения трубопроводов и арматура. Давления номинальные. Ряды
ГОСТ 27321 Леса стоечные приставные для строительно-монтажных работ. Технические условия
ГОСТ 28338 (ИСО 6708-80) Соединения трубопроводов и арматура. Номинальные диаметры. Ряды
ГОСТ 28759.5 Фланцы сосудов и аппаратов. Технические требования
ГОСТ 30852.5 (МЭК 60079-4:1975) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 4. Метод определения температуры самовоспламенения
ГОСТ 30852.9 (МЭК 60079-10:1995) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 10. Классификация взрывоопасных зон
ГОСТ 30852.11 (МЭК 60079-12:1978) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 12. Классификация смесей газов и паров с воздухом по безопасным экспериментальным максимальным зазорам и минимальным воспламеняющим токам
ГОСТ 30852.13 (МЭК 60079-14:1996) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 14. Электроустановки во взрывоопасных зонах (кроме подземных выработок)
ГОСТ 31447 Трубы стальные сварные для магистральных газопроводов, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. Технические условия
ГОСТ 32513 Топлива моторные. Бензин неэтилированный. Технические условия
ГОСТ 33259 Фланцы арматуры, соединительных частей и трубопроводов на номинальное давление до PN 250. Конструкция, размеры и общие технические требования