Стандарт API 685. Центробежные насосы без уплотнения для использования в нефтяной, химической и газовой промышленности с тяжелым рабочим режимом

Теги: химическая промышленность насосы нефтяная промышленность газовая промышленность промышленное оборудование
Год: 2000
Похожие
Оборудование для добычи нефти и газа. Часть 2
Справочник по расчетам гидравлических и вентиляционных систем
Скважинные насосные установки для добычи нефти
Трубопроводный транспорт концентрированных гидросмесей
Текст
                    СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Разделы 1- 6.7
ЦЕНТРОБЕЖНЫЕ НАСОСЫ БЕЗ УПЛОТНЕНИЯ ДЛЯ
ИСПОЛЬЗОВАНИЯ В НЕФТЯНОЙ, ХИМИЧЕСКОЙ
И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ С ТЯЖЕЛЫМ
РАБОЧИМ РЕЖИМОМ
СТАНДАРТ API 685
ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ, ОКТЯБРЬ 2000
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Разделы 1- 6.7	'
ЦЕНТРОБЕЖНЫЕ НАСОСЫ БЕЗ УПЛОТНЕНИЯ ДЛЯ’ИСПОЛЬЗОВАНИЯ В
НЕФТЯНОЙ, ХИМИЧЕСКОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ С
ТЯЖЕЛЫМ РАБОЧИМ РЕЖИМОМ
1	СФЕРА ПРИМЕНЕНИЯ
В этом стандарте дано описание минимальных требований к центробежным насосам
без уплотнения для использования в нефтяной, химической и газовой
промышленности с тяжелым рабочим режимом. За информацией по правилам
эксплуатации обращайтесь к приложению U.
Примечание: Булит (•) в начале параграфа обозначает, что необходимы как заключение, так и
дальнейшая информация. Дальнейшая информация должна содержаться на опросном листе данных
(см. приложение В) или изложена в заявке на предложение и заказе на поставку,.
В данном стандарте описаны одноступенчатые горизонтальные насосы двух
классификаций, насосы с магнитным приводом (MDP) и герметичные электронасосы
(СМР). Разделы с 2 по 8 и 10 описывают требования, применимые к обеим
классификациям. Раздел 9 делится на два подраздела и включает требования для
каждой классификации в отдельности.
Чтобы техническая работа не превышала указанных ниже норм, покупатель может
получить представление о насосах, которые не соответствуют стандарту 685 API.
Максимальное давление на выкиде ‘	1900 кРа (275 psig)
Максимальное давление на всасывании	500 kPa (75 psig)
Максимальная температура насоса/накачки	150° С (300° F)
Максимальная скорость вращения	3600 грт 3600 грт
Максимально допустимый напор насоса	120 т (400 ft)
Максимальный диаметр рабочего колеса насоса 300 тт (13 in.)
2	ИСПОЛЬЗОВАННАЯ ЛИТЕРАТУРА
i 	
2.1	Список использованной литературы, согласно международной системе единиц
и системе единиц США, приведен в Приложении А. Литература по СИ США является
основной документацией. Соответствующие международные литература и
стандарты могут допускаться в качестве альтернативы с одобрения покупателя..
2.2	Покупатель должен определить, будет ли оборудование, поставляемое в
соответствии с требованиями данного стандарта, удовлетворять соответствующим
ISO или US стандартам.
2.3	Издания, действующие в период опубликования данного стандарта, в
указанном здесь количестве войдут в состав этого стандарта. Между покупателем и
поставщиком должна быть достигнута двусторонняя согласованность относительно
приемлемости изменений в стандартах, нормах и спецификациях, произведенных
после опубликования этого стандарта.
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Разделы 1- 6.7
3	ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕРМИНОВ
Информация о сроках, установленных в этом стандарте, содержится в пунктах с 3.1
по 3.85.
3.1	воздушный зазор: Расстояние между внешним магнитным кольцом и
защитной оболочкой, или полная-радиальная протяженность между внутренней
расточкой статора и внешним диаметром основного сердечника ротора (арматура)
до установки облицовки статора и ротора.
3.2	осевое давление: Полезная осевая нагрузка на ось насоса, создаваемая
гидравлическим давлением, воздействующим на диски колеса и ротор или
внутреннее магнитное кольцо.
3.3	разъем по оси: Разъем корпуса или кожуха, параллельный линии оси.
3.4	ВЕР: Аббревиация точки наивысшего КПД, точки или мощности, при которой
насос достигает наивысшего уровня производительности.
3.5	герметичные электронасосы: Вид насоса без уплотнения, имеющего общий
вал, который соединяет насос и мотор в единый герметизированный блок.
Откачиваемая жидкость, или промывочная/буферная жидкость,, циркулирует по
моторной камере ротора, но она изолирована от электрических элементов мотора
тонкой коррозионноустойчивой немагнитной облицовкой статора (Рисунки С-1 и С-3,
Приложение С).
3.6	защитная оболочка: Поверхность раздела под давлением, расположенная в '
приводном механизме и разделяющая внутреннее и внешнее магнитные кольца
насоса с магнитным приводом (Рисунки С-1 и С-3, Приложение С).
3.7	взаимодействие (магнитное): Притяжение магнитов внутреннего и внешнего
магнитных колец, позволяющее обоим кольцам вращаться синхронно или
асинхронно при использовании крутящего момента на валу кольцевого привода.
3.8	критическая скорость: скорость вращения, соответствующая радиальной
собственной частоте ротора.
3.9	критическая скорость, в сухом состоянии: Рассчитанная собственная
частота ротора при условии, что ротор поддерживается только подшипниками, и
подшипники с высокой степенью жесткости.
3.10	нарушить магнитное взаимодействие: Означает разорвать магнитный поток
сцепления между внутренним и внешним магнитными кольцами с синхронным
взаимодействием, в результате чего магнитные устройства не смогут вращаться
синхронно.
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Разделы 1-6.7
3.11	размагничивание: Ослабление магнитного притяжения вследствие таких
причин, как изменение свойств в результате старения или повышенная температура.
3.12	конструкция: Термин используется разработчиком и производителем
оборудования для определения различных параметров, например, расчетные
мощность, давление, температура или скорость. В спецификациях заказчика
употребление этого термина следует избегать.
3.13	Элементы привода трансмиссии: Оборудование, такое как мотор, привод,
турбина, двигатель, гидравлический привод и муфта, применяемые для
последовательного управления насосом.
3.14	потери на вихревые токи: Потери в результате флуктуационных
электротоков, возникающие в проводящем веществе при вращении вокруг него
магнитного поля. Эти потери обычно рассеиваются в виде тепловой энергии
благодаря электрическому сопротивлению материала.
3.15	изолирующий блок подачи питания: Уплотнение неподвижного соединения
в герметичном электронасосе, через которое линии питают статор двигателя
(Рисунок С-4, Приложение С).
3.16	баланс гидравлического давления: Выравнивание осевого давления,
достигаемое благодаря конструкции насосного колеса, балансировочным отверстиям
насосного колеса или выравниванию давления посредством уравнительных
диафрагм на конце привода.
3.17	гидродинамические подшипники: Подшипники, действующие по принципу
гидродинамической смазки. Их поверхности рассчитаны на то, чтобы относительное
движение могло формировать масляный вкладыш для поддержания нагрузки без
контакта между опорой и подшипником.
3.18	гистерезис: Неспособность магнитного материала (который подвергся
изменению со стороны внешнего фактора) вернуться к своей первоначальной
магнитной силе после устранения причины изменения.
3.19	внутреннее магнитное кольцо: Цилиндрическая зона магнитов,
действующих внутри защитной оболочки насоса с магнитным приводом,
управляемого внешним магнитным кольцом. Внутреннее магнитное кольцо содержит
такое же количество магнитов, как и внешнее, и устанавливается на том же валу, что
и насосное колесо (Рисунок С-3, Приложение С).
3.20	оболочка внутреннего магнита: Защитное покрытие внутреннего магнитного
кольца в насосе с магнитным приводом (Рисунок С-3, Приложение С).
3.21	герметичный стакан: Заменяемая деталь шейки вала.
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Разделы 1-6.7
3.22	жидкостное рабочее колесо: колесо насоса, которое преобразует
механическую энергию в кинетическую энергию перекачиваемой среды.
3.23	жидкостной зазор: Расстояние по радиусу между внутренней поверхностью
защитной оболочки и внешней поверхностью внутренней магнитной оболочки или
расстояние по радиусу между внутренней поверхностью облицовки статора и
внешней поверхностью облицовки ротора.
3.24	начальный пусковой момент: Максимальный крутящий момент, который
двигатель сможет развить в состоянии покоя во всех дуговых координатах ротора,
притом, что номинальное напряжение соответствует номинальной частоте.
3.25	насос с магнитным приводом: Вид насоса без уплотнения, использующего
магниты для управления внутренним узлом двигателя, в состав которого входят
рабочее колесо, вал и внутренняя приводная деталь (кольцо и внутреннее магнитное
кольцо) через тонкую, коррозионностойкую защитную оболочку.
3.26	максимально допустимая скорость (в оборотах в минуту): Максимальная
скорость, при которой конструкция изготовителя сможет обеспечивать непрерывное
функционирование.
3.27	максимально допустимая температура: Максимальная постоянная
температура, в расчете на которую изготовитель разработал оборудование (или
любую его часть, к которой относится этот термин), для работы с определенной
жидкостью при определенном давлении.
3.28	максимально допустимое рабочее давление (MAWP): Максимальное
постоянное давления, в расчете на которое изготовитель разработал оборудование
(или любую его часть, к которой относится этот термин), для работы оборудования
при максимально допустимой температуре.
3.29	максимальная постоянная скорость (в оборотах в минуту): Скорость по
меньшей мере равная 105 процентам максимальной скорости, необходимой при
определенном режиме работы.
3.30	максимальное давление на выходе: Максимальное давление всасывания
плюс максимальный перепад давления, которые способен создавать насос, работая
с оборудованным рабочим колесом при номинальной скорости, и максимально
установленная относительная плотность (удельный вес).
3.31	максимальное давление всасывания: Максимальное давление всасывания,
которое испытывает насос в рабочем состоянии.
3.32	минимально допустимая скорость (в оборотах в минуту): Минимальная
скорость, при которой конструкция изготовителя сможет обеспечивать непрерывную
работу.
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Разделы 1-6.7
3.33	минимальный постоянный стабильный поток: Минимальный поток, при
котором может работать насос, не превышая пределов вибрации, установленных
данным стандартом.
3.34	минимальное постоянное тепловыделение: Минимальное выделение, при
котором может работать насос без нарушения работы по причине повышения
температуры перекачиваемой среды.
3.35	минимальная расчетная температура металла: Минимальная средняя
температура металла (по толщине), на которую рассчитано при эксплуатации.
3.36	высота столба жидкости над всасывающим патрубком насоса (NPSH):
Общая абсолютная высота всаса, в метрах (футах) жидкости, определяемая
на всасе патрубка и относящаяся к исходной отметке высоты, минус паровое
давление жидкости, в метрах (футах) абсолютное. Исходная отметка высоты
является осевой линией вала для горизонтальных насосов, осевой линией
всаса патрубка для вертикальных многорядных насосов, и верхней частью
основания для других вертикальных насосов.
3.37	возможная высота столба жидкости над всасывающим патрубком насоса
(NPSHA): NPSH, в метрах (футах) жидкости, определяемая заказчиком для
насосной системы с жидкостью с установленным потоком и нормальной
температурой насоса.
3.38	необходимая высота столба жидкости над всасывающим патрубком
насоса (NPSHR): NPSH, в метрах (футах), установленная при испытаниях
поставщика, проводимых с водой. NPSHR измеряется на фланце всаса и
корректируется в соответствии с исходной отметкой высоты. NPSHR является
минимальной NPSH при номинальной мощности, необходимой для
предотвращения перепада высоты более, чем на 3 процента, благодаря
кавитации в насосе.
3.39	нормальная рабочая точка:,Точка, в которой насос должен работать в
нормальном рабочем режиме.
3.40	детали с нормальным износом: Такие детали, которые нормально
восстанавливаются или заменяются при каждом капитальном ремонте насоса,
обычно изнашиваемые кольца, втулка отверстия, подшипники и все прокладки.
3.41	смазка масляным туманом: Система смазки, использующая масляный
туман, который получают путем распыления в центральном энергоблоке и
посредством сжатого воздуха перекачивают в корпус подшипника.
3.42	смазка очищающим масляным туманом (сухой отстойник): Туман
смазывает подшипник и продувает корпус.
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Разделы 1-6.7
3.43	смазка масляным туманом для продувки (влажный отстойник): Туман
продувает только корпус подшипника. Для смазки подшипника обычно
используются масляная ванна, маслобойное кольцо, или смазочное кольцо.
3.44	рабочая зона: Часть гидравлического покрытия насоса, поверх которого
работает насос.
3.45	предпочтительная рабочая зона: Зона, в которой вибрация насоса
находится в пределах базового ограничения, установленного данным
стандартом (см. 6,1 ДЗ).
3.46	возможная рабочая зона: Зона, в которой допустима работа насоса при
вибрации, не превышающей верхних пределов, указанных в данном
стандарте, или при повышении температуры или.других.ограничениях,
установленных изготовителем.
3.47	внешнее магнитное кольцо: Зона постоянных магнитов, прочно
прикрепленных к цилиндрическому каркасу и расположенных на равном
расстоянии друг от друга для создания однородного магнитного поля.
3.48	надвесный насос: Насос, рабочее колесо которого выступает в виде консоли
из узла подшипника. Навесные подшипники могут быть горизонтальными и
вертикальными.
3.49	полюс: Зона магнита, где концентрируется магнитная индукция.
3.50	приводная часть: часть насоса, обеспечивающая механическую энергию,
необходимую для работы узла, где происходит нагнетание жидкости.
3.51	Первичная оболочка под давлением: Состав всех неподвижных частей
установки сдавлением, включая облицовку статора или защитную оболочку
(см. Рисунки С-1 и С-2, Приложение С).
3.52	подшипники, смазываемые продуктом: Подшипники и шейки вала,
работающие в окружении, смазываемом перекачиваемой жидкостью, для
поддержания вала внутреннего магнитного кольца насоса с магнитным
приводом или узла двигателя герметичного электронасоса.
3.53	заказчик: Частное лицо или организация, которые издают форму документа,
используемого при заказе на поставку, и спецификации для поставщика.
Заказчик может быть владельцем завода, на котором необходимо установить
оборудование, или представителем, назначенным владельцем.
3.54	радиальная нагрузка: Боковая нагрузка, перпендикулярная валу насоса и
ведущему валу благодаря несбалансированной гидравлической нагрузке на
колесо, дисбалансу механического и магнитного.ротора, весу узла ротора и
силам жидкой среды, циркулирующей в камере ротора.
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Разделы 1- 6.7
3.55	разделение по радиусу: Соединение корпуса и кожуха, перпендикулярное
оси вала.
3.56	номинальная точка работы: Точка, в которой поставщик гарантирует
производительность насоса в пределах допуска, определенного данным
стандартом (см. 8.3.3.3.3).
3.57	относительная плотность: Свойство жидкой среды; отношение плотности
жидкости к плотности воды при 4° С (39.2° F).
3.58	ротор: Совокупность всех вращающихся частей центробежного насоса.
3.59	камера ротора: Полость, заполненная жидкостью и связанная внутренним
диаметром облицовки статора и гнездами подшипника в герметичном
электронасосе, или полость, заполненная жидкостью в насосе с магнитным
электроприводом и расположенная под защитной оболочкой, содержащей
внутреннее магнитное кольцо, вал и подшипники.
3.60	повышение температуры камеры ротора: Повышение температуры жидкой
среды, циркулирующей по камере ротора. Температура жидкости, выходящей
из насоса, отличается от температуры жидкости, поступающей в него.
3.61	облицовка ротора: Внешняя оболочка узла ротора в герметичном
электронасосе (Рис. С-4, Приложение С).
3.62	насосы без уплотнения: Конструкция, не требующая внешнее динамическое
уплотнение вала. Статические уплотнения является основным способом
содержания жидкости.
3.63	вторичная оболочка: Удерживание перекачиваемой жидкости в пределах
вторичной оболочки под давлением, в случае повреждения первичной
защитной оболочки или облицовки статора.
3.64	система вторичной оболочки: Комбинация устройств, которая, в случае
утечки жидкости за пределы первичной защитной оболочки или облицовки
статора, удерживает перекачиваемую жидкость внутри вторичной оболочки
под давлением, в состав которой входят устройства, показывающие
повреждение первичной защитной оболочки или облицовки статора.
3.65	вторичный контроль: Минимизация сброса перекачиваемой жидкости в
случае повреждения защитной оболочки или облицовки статора.
3.66	система вторичного контроля: Комбинация устройств (включая вторичную
оболочку под давлением) которая, в случае утечки жидкости за пределы
защитной оболочки или облицовки статора, сводит к минимуму и точно
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Разделы 1-6.7
определяет направление сброса перекачиваемой жидкости. Она включает
устройства, показывающие повреждение защитной оболочки и облицовки.
3.67	вторичная оболочка под давлением: Состав всех содержащих давление
частей установки, подверженных давлению, возникающему в результате
повреждения защитной оболочки и облицовки статора.
3.68	подшипник втулки: Подшипник, состоящий из вращающегося элемента
(шейки вала) и неподвижного элемента (втулки подшипника).
3.69	проскальзывание: Перепад скоростей между крутящим моментом и внешним
магнитным кольцом в насосе, приводимым крутящим моментом.
3.70	удельный вес (SG): Свойство жидкости; отношение плотности жидкости к
плотности воды при 4° С (39.2° F).
3.71	быстроходность: Показатель, определяющий отношения между потоком,
полным напором насоса и скоростью вращения для насосов одинаковой
конфигурации. Быстроходность рассчитывается для точки наивысшего КПД
насоса с максимальным диаметром колеса. Быстроходность математически
выражается следующим уравнением.
nq = N (Q)°’5/(H)0,75
где
пд = быстроходность,
N = скорость вращения в оборотах в минуту,
Q = суммарный поток в кубических метрах в секунду,
Н = высота напора по фазам в метрах.
Примечание: Быстроходность, будучи производной от кубических метров в секунду и
метров, умноженных на коэффициент 51, 6, равна быстроходности, производной от
галлонов США в минуту и футах. Обычным обозначением.быстроходности, согласно
системе единиц США, является «Ns.»
3.72	резервное обслуживание: Бездействующее или работающее на холостом
ходу оборудование, которое может быстро включаться автоматически или
вручную и работать непрерывно.
3.73	корпус статора: Корпус, в котором установлен узел статора (Рисунок С-2,
Приложение С).
3.74	облицовка статора: элемент, который .отделяет жидкость в камере ротора от
узла статора (Рис. С-4, Приложение С).
3.75	давление на всасе: Давление жидкости на фланец всаса в насосе.
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Разделы 1-6.7
3.76	быстроходность насоса на всасе: Показатель, определяющий отношения
между потоком, NPSHR и скоростью вращения для насосов одинаковой
. конфигурации. Быстроходность на всасе рассчитывается для точки
наивысшего КПД насоса с максимальным диаметром колеса и производит
оценку чувствительности насоса к внутренней рециркуляции. Математически
она выражается следующим уравнением:
n qs= N (Q)o'5/(NPSHR)0'75
где
n qs= быстроходность на всасе,
N = скорость вращения в оборотах в минуту,
Q = поток через отверстие колеса, в кубических метрах в секунду,
= суммарный поток для одиночного колеса на всасе,
.= половина суммарного потока для двойных колес на всасе,
NPSHR = высота столба жидкости над всасывающим патрубком насоса (см.
3.38) в метрах.
Примечание: быстроходность всаса, будучи производной от кубических метров в
секунду и метров, умноженных на коэффициент 51,6, равна быстроходности всаса,
производной от галлонов США в минуту и в футах. Обычным обозначением быстроходности
всаса, согласно системе единиц США, является «S».
3.77	втулка горловины: Устройство, которое формирует ограниченный замкнутый
зазор вокруг втулки (или вала) между камерой ротора и колесом (см. Рисунки
С-1 и С-2, Приложение С).
3.78	втулка дросселя: Вторичное контрольное устройство в насосе с магнитным
приводом, которое формирует ограниченный замкнутый зазор вокруг вала
(или втулки) внешнего магнитного кольца (см. Рис. С-1, Приложение С).
3.79	кольцо допуска: Элемент, который выступает в качестве эластичной
прокладки для установки за счет трения сопряженных цилиндрических частей.
3.80	крутящий момент на валу кольцевого привода: Магнитное притягивание,
включающее постоянное внешнее магнитное кольцо и внутренний крутящий
момент, в состав которого входит сеть медных штоков, поддерживаемая
сердечником из мягкой стали. Вращающееся внешнее магнитное кольцо
вырабатывает вихревые токи в медных штоках, которые преобразуют
сердечник в электромагнит.
3.81	суммарно определенные биения (TIR), также известные как суммарное
показание индикатора: Диаметральные и торцевые биения, установленные
измерением цифрового индикатора. Индикатор подразумевает
эксцентриситет, равный половине показания, или отклонение от. формы
квадрата, равное показанию.
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Разделы 1- 6.7
3.82	скорость размыкания (в оборотах в минуту): Скорость, с которой
срабатывает независимое аварийное устройство отключения первичного
двигателя при превышении скорости.
3.83	ответственность установки: Связана с ответственностью за
координирование технических аспектов оборудования и всех вспомогательных
систем, включенных в рамки инструкции. Должны быть включены такие
показатели, как потребляемая мощность, скорость, направление вращения,
общее устройство, соединение, динамика, смазка, отчет об испытаниях
материала, приборное оснащение, трубная обвязка, испытание деталей и так
далее.
3.84	поставщик: Изготовитель насоса, или представитель изготовителя.
3.85	вертикальный многорядный насос: Насос, выпускной и всасывающий
патрубки которого имеют общую ось, пересекающую ось вала. Привод насоса
обычно устанавливается непосредственно на насосе.
4	Общее
4.1	Ответственность оборудования
Ответственность поставщика состоит в требовании соответствующих спецификаций
от каждого субпоставщика.
4.2	Номенклатура
Руководство по номенклатуре насосов без уплотнения можно найти в Приложении С.
5	Требования
5.1	Единицы измерения
Заказчик определит, будет ли для насосов и данных поставщика, указанных в данном
стандарте, использоваться общепринятая международная система единиц
измерения или система единиц США.
5.2	Установленные требования
Заказчик и поставщик совместно определят меры, . которые должны быть приняты
для согласования с любыми государственными стандартами, нормами,
предписаниями и правилами, применяемыми для данного оборудования.
5.3	Варианты проектирования
Поставщик может предложить варианты конструкции.
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Разделы 1-6.7
5.4	Несовместимые требования
В случае противоречия между данным стандартом и запросом или заказом, поможет
информация, включенная в инструкцию.
6	Основы проектирования
6.1	Общее
б.ыГоборудование (включая вспомогательные устройства), описанное в данном
стандарте, будет рассчитано и сконструировано' на минимальный срок
эксплуатации 20 лет (за исключением деталей нормального износа, как
определено в таблице 6-1) и, по меньшей мере, на 3 года непрерывной
•работы. Этот срок признан критерием проектирования у" ~
6.1.2 Поставщик должен взять на себя ответственность установки за все
оборудование и все вспомогательные системы, включенный в инструкцию.
6.1.3 Заказчик определит нормальную и номинальную рабочие точки оборудования.
Заказчик также определит любые другие ожидаемые режимные параметры.
Заказчик определит, когда жидкая среда легковоспламеняющаяся или
опасная.
6.1.4 Насосы должны быть в состоянии повысить рабочее давление по меньшей
мере на 5 процентов при расчетных условиях посредством перемещения
колеса одних или из более крупных диаметров или отличной гидравлической
конструкции.
Примечание: Заказчик может считать, что использование технических характеристик
привода с переменной скоростью удовлетворяет этому требованию.
6.1.5 Насосы должны быть в состоянии работать непрерывно при скорости по
меньшей мере 105 процентов от расчетной скорости, и работать
кратковременно в аварийных условиях при скорости размыкания привода.
6.1.6 Насосы должны использовать втулку горловины, износостойкие кольца,
балансирующие отверстия колеса, вспомогательное колесо и/или организация
промывочных линий для поддержания давления в камере ротора большего,
чем давления на всасе. Конструкция насоса также должна способствовать
тому, чтобы температура и давление в камере ротора препятствовали
парообразованию при любых режимных условиях, включая минимальный
поток при обеспечении непрерывного потока, проходящего через камеру
ротора для охлаждения и смазки подшипника.
6.1.7 Все внутренние полости должны быть полностью самовентилирующимися.
Если есть возражения, поставщик, как минимум, включит пункт о ручном
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Разделы 1-6.7
вентилировании и обеспечит ярлык с предупреждением «осторожно»,
прикрепленный к насосу для обозначения необходимости ручной вентиляции
перед и после эксплуатации.
6.1.8 Пока не определены другие условия, все внутренние полости, включая камеру
ротора, должны дренироваться через одиночный патрубок в узел насоса. Если
жидкая среда будет оставаться во внутренних полостях после открытия
сливного патрубка, будет обеспечен дополнительный патрубок для
продувки/промывки камеры ротора.
6.1.9 Поставщик должен ввести в опросные листы данные о NPSHR, основанные на
данных о воде (при температуре ниже 65° С (150° F) при расчетной мощности и
расчетной скорости. Не следует использовать коэффициент уменьшения и
поправочный коэффициент жидкостей, в отличие от воды (такой как
углеводород).
Примечание: Заказчику необходимо учитывать соответствующий предел NPSH в дополнение
к NPSH, указанной выше в 4.1.9. Пределом NPSH является NPSH, существующая помимо
NPSHR насоса (см. 3.38). Как правило, предпочтительно учитывать режимный предел NPSH,
достаточный для всех потоков (от минимального непрерывного стабильного потока до
ожидаемого максимального рабочего потока), чтобы защитить насос от повреждения,
вызванное рециркуляцией. потока, разделением и кавитацией. При определении предела
NPSH следует учитывать воздействие нагретой жидкости, рециркулирующей обратно к всасу
насоса. Необходимо проинструктировать поставщика по поводу рекомендуемых пределах
NPSH для особого вида насоса и предполагаемого обслуживания.
Примечание: При определении NPSHR (см. 3.37), заказчик и поставщик необходимо
учитывать отношение между минимальным непрерывным стабильным потоком и
быстроходности насоса на всасе. В основном, минимальный непрерывный стабильный
поток, выраженный как процент потока в точке наивысшего КПД насоса, увеличивается с
увеличением быстроходности на всасе. Однако, другие показатели, такие как уровень
мощности насоса и гидравлический расчет, перекачиваемая жидкость и предел NPSH также
влияют на способность насоса работать удовлетворительно при больших колебаниях
высотыпотока. Конструкция насоса, расчитанная на работу при низком уровне потока,
является развивающейся технологией, и при выборе уровней быстроходности на всасе и
пределов NPSH следует принимать во внимание текущий опыт промышленности и
поставщика.
6.1.10 Если определены условия, быстроходность насоса на всасе будет иметь
предел, установленный в опросном листе.
6.1.11 Рабочие характеристики воды насосов, использующих более агрессивную
жидкость, чем вода, будут изменены в соответствии с Разделом по
Центробежным Насосам Стандартов Института Гидравлики. Агрессивное
влияние на ротор может требовать дополнительных корректировок. Эти
дополнительные корректировки будут оговорены в предложении.
6.1.12 Насосы, имеющие стабильный график рабочего давления/мощности
(непрерывное повышение рабочего давления до отключения),
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Разделы 1-6.7
предпочтительны для всех видов использования и необходимы, когда
определена параллельная работа. Когда определена параллельная работа,
повышение рабочего давления должно достигать, по меньшей мере, 10
процентов от рабочего давления при номинальной мощности. Если выпускное
отверстие используется как средство обеспечения непрерывного повышения
до запирания, это использование должно быть оговорено в предложении.
6.1.13 Насосы должны иметь предпочтительную рабочую зону (см. 6.9.3 Вибрация) от
70 до 120 процентов наивысшего КПД установленного колеса. Номинальная
мощность будет находиться в зоне от 80 до 110 процентов наивысшего КПД
установленного рабочего колеса.
Примечание: Установка определенных пределов предпочтительной рабочей зоны и участка
номинальной мощности не нацелена на выработку дополнительных размеров малых
насосов или на предотвращение использования насосов с высокой быстроходностью.
Насосы малых размеров, которые, как известно, работают удовлетворительно при потоках,
превышающих установленные пределы, и насосы с высокой быстроходностью, которые
могут иметь предпочтительно более узкую установленную рабочую зону, должны быть
предложены, если это целесообразно, а их предпочтительная рабочая зона должна быть
четко изображена на графике, приведенном в предложении.
6.1.14	к^на^ы^^кк^ПД _..лоставляемого колеса предпочтительно должна^
находиться.’'Меадугр1асчётно"йт6чкЬй и нф
6.1.15 Контроль уровня звука всего поставляемого оборудования должен
осуществляться как заказчиком, так и поставщиком. Оборудование,
поставляемое поставщиком, должно соответствовать максимально
допустимому уровню звука, определенного заказчиком.
Примечание: Стандарт ISO 3740, 3744 и 3746 может использоваться как руководство.
6.1.16 Для насосов с рабочим давлением свыше 200 м (650 фт) и мощностью выше
225 кВт (300 л/с) могут потребоваться специальные меры по сокращению
частотной вибрации, проходящей через лопасть, и низко частотные вибрации
при сниженной скорости потока. Для данных насосов радиальный зазор между
диффузором лопасти или спиральный остряк (водорез) и периферийной
частью лопасти колеса должен составлять 3 % от максимального радиуса
периферии лопатки колеса для конструкции диффузора и, по меньшей мере, 6
% от максимального радиуса лопатки для конструкции спиральной камеры.
Максимальный радиус лопатки колеса - это радиус самого большого колеса,
которое можно использовать в корпусе насоса (см. 6.1.4). Процент зазора
рассчитывается по следующей формуле (1):
Р = 100 (R3-R2)/R2	(1)
Где
Р - процент зазора,
R3- радиус входного наконечника спиральной камеры или диффузора,
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Разделы 1-6.7
R2- максимальный радиус периферии лопасти колеса.
Рабочие колеса насосов, описанные в данном параграфе, не будут изменены после
испытания для корректировки гидравлической работы посредством недопиливания
или перепиливания в виде "V’’-образного надреза без уведомления заказчика до
отправки. Любые такие изменения должны быть отражены в документе в
соответствии с 10.3.5.1.
6.1.17 Насосам с уровнем мощности, значительно превышающей указанную в пункте
6.1.16, может потребоваться значительно больший зазор и другие
специальные строительные характеристики. Для данных насосов,
специальные требования должны быть взаимно согласованы заказчиком и
поставщиком с учетом имеющегося опыта работы с особыми видами насосов.
6.1.18 Насосы должны быть сконструированы таким образом, чтобы предотвратить
повреждение в результате обратного вращения, включая обратное вращение
при запуске.
6.1.19 Необходимость охлаждения должны быть взаимно согласована поставщиком и
заказчиком. В случае необходимости охлаждения, заказчиком будут
определены тип, давление и температура охлаждающей жидкости. Поставщик
определит необходимый поток (см. Приложение D).
Примечание: Во избежание конденсации, минимальная температура
воды, поступающей к корпусам подшипника, должны превышать температуру окружающей
среды.
6.1.20 Если предусмотрены охлаждающие оболочки, они должны иметь соединения
очистительных отверстий, расположенных таким образом, чтобы весь проход
мог механически очищаться, промываться и дренироваться.
6.1.21 Системы охлаждающих оболочек, если таковые предусмотрены, должны
иметь конструкцию, реально препятствующую утечке технологического пара в
охладитель. Проходы охладителя не должны открываться в соединения
корпуса.
6.1.22 Пока не определены другие условия, системы охлаждения воды должны быть
рассчитаны на следующие условия:
Скорость над поверхностями теплообменника	1.5 - 2.5 m/s (5-8 ft/s)
Максимально допустимое рабочее давление (MAWP) >650 kPa (>100 psig)
Испытательное давление	>1,5xMAWP (>1,5xMAWP)
Максимальное падение давления	ЮОкРа (15 psi)
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Разделы 1- 6.7
Максимальная температура на входе	30° С	(90° F)
Максимальная температура на выходе	50° С	(120° F)
Максимальное повышение температуры	20° К	(30° F)
Минимальное повышение температуры	10° К	(20° F)
Коэффициент загрязнения на водяной стороне 0,35 т2 - °С/к\Л/	(0,002
hr-ft2 - °F/Btu)
Допустимая степень коррозии корпуса	3,0 mm (0,125 in.)
Для систем полного вентилирования и дренажа должны быть предусмотрены
определенные условия.
Примечание 1: Поставщик должен уведомить заказчика, когда критерии минимального
повышения температуры и скорости над поверхностями теплообменника приведут к
неисправности. Критерий скорости над поверхностями теплообменника предназначен для
минимизации загрязнения водяной стороны; критерий минимального повышения
температуры предназначен для минимизации использования охлаждающей воды. Заказчик
одобрит окончательный выбор.
Примечание 2: Ключ к сокращениям см. в Приложении R.
6.1.23 Устройство оборудования, включающего • трубопроводы и вспомогательные
средства, будет разработано совместно заказчиком и поставщиком.
Устройство должно обеспечивать соответствующие области зазора и
безопасный доступ для эксплуатации и технического обслуживания.
6.1.24 Двигатели, электродетали и электроустановки должны соответствовать зоне
классификации (классу, группе и разделу или зоне), установленной
заказчиком, и должны соответствовать требованиям государственных
стандартов, таких как NFPA 70, Статья 500, 501, 502, 504, а также местным
стандартам, установленным заказчиком.
6.1.25 Все оборудование должно иметь конструкцию, обеспечивающую быстрое и
экономичное техническое обслуживание. Большинство деталей, таких как
элементы корпуса и гнезда подшипника, должны быть спроектированы (с
отбортовкой и фиксацией штифтами) и изготовлены таким образом, чтобы
обеспечить точное совмещение при повторной сборке. Соединенные торцы
корпуса насоса и узла корпуса подшипника должны пройти полную
механическую обработку, чтобы измерить параллельность сборочного
соединения. Если конструкция не позволяет добиться полной механической
обработки соединенных поверхностей, необходимо обеспечить четыре
соединенных механически обработанных зоны с минимальной длиной дуги 25
мм, расположенных под углом 90 градусов друг к другу.
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Разделы 1-6.7
6.1.26 Насос и его привод будут работать на своих испытательных стендах и на
своем постоянном основании в рамках критерия допустимости, установленного
в 6.9.3. После монтажа ответственность за работу и объединенных установок
будет распределяться между покупателем и поставщиком.
6.1.27 Многие факторы (такие как нагрузка на трубопроводы, выравнивание при
рабочих условиях, опорная конструкция, работа во время погрузки,
обслуживание и монтаж на площадке) могут оказывать побочное воздействие
во время работ на площадке. При необходимости минимизации этих факторов
поставщику необходимо сделать следующее:
а.	Проверить и дать свою оценку по чертежам на фундаменты и трубопровод
от заказчика.
Ь.	Произвести проверку линии трубопровода, выполненную разделением
фланцев после изоляции.
с.	Присутствовать во время проверки первоначального выравнивания насоса и
 приводной линии (только насоса с магнитным приводом).
d.	Повторно проверить выравнивание насоса и приводной линии при рабочей
температуре (только насоса с магнитным приводом).
6.1.28 Запасные и все заменяемые части для насоса и всего вспомогательного
оборудования должно, как минимум, соответствовать всем критериям этого
стандарта.
6.1.29 Заказчик должен определить, будет ли монтаж производиться внутри
помещения (отапливаемого или не отапливаемого) или снаружи (с крышей или
без крыши, а также условия окружающей среды, в которой должно работать
оборудование (включая максимальные и минимальные температуры, высоту,
нетипичную влажность, пыль и коррозию). Установка и ее вспомогательное
оборудование будет рассчитано на работу в таких условиях.
6.1.30 Требования пунктов с 6.1.30.1 по 6.1.30.4 применяются к конструкциям
вертикальных линейных насосов.
6.1.30.1 Поверхность плоского контакта должна быть предусмотрена на дне корпуса
для обеспечения устойчивости насоса при свободном стоянии на площадке
или основании. Отношение гравитационной высоты центра установки к
ширине контактной поверхности не должно быть больше, чем 3:1.
Устойчивость можно достигнуть посредством конструкции корпуса или
постоянной внешней подставкой.
6.1.30.2 Работа насосов должна быть согласована с работой труб всаса и сброса.
6.1.30.3 Если оговорено, насосы должны проектироваться с расчетом болтового
крепления к площадке или основанию.
Примечание.: Нагрузка фланца на насос должна увеличиваться, когда установка
скреплена болтами и должна указываться в конструкции насоса.
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Разделы 1-6,7
6.1.30.4 Минимальное соединение Уг NPS отверстия для слива должно
предусматриваться, когда необходимо убедиться, что жидкость не
собирается на крышке и опоре привода.
6.2	Учет критических параметров при проектировании и
эксплуатации
6.2.1 Свойства перекачиваемой рабочей среды имеют первостепенное значение для
производительности насоса. Покупатель и поставщик должны представить друг другу
необходимую информацию. Покупатель должен представить следующую
информацию, но только этим не ограничиваясь: существующая высота столба
жидкости над всасывающим патрубком насоса, кривая давления пара/температуры,
кривая темперав/ры/вязкости, удельная теплоемкость, удельная масса, удельная
теплопроводимость, тепловое расширение и параметры полимеризации. Покупатель
должен также представить информацию по имеющимся твердым частицам, включая
размер частиц, процентное содержание и распределение. Поставщик должен
представить следующую информацию, но только этим не ограничиваясь: требуемая
' высота столба жидкости над всасывающим патрубком насоса,
рост температуры с учетом свойств перекачиваемой рабочей среды как в процессе
работы, так и после отключения, влияние фактора износа, минимальный
непрерывный устойчивый поток и минимальный устойчивый тепловой поток.
6.2.2 Чтобы правильно спроектировать и произвести правильный отбор, необходимо
знать систему покупателя. Покупатель должен представить следующую
информацию, но только этим не ограничиваясь: расположение насоса, емкость на
всасе и трубопроводная обвязка.
6.2.3 Так как в насосах, не имеющих уплотнений, могут применяться продукты для
охлаждения и смазки подшипников, этот продукт должен оставаться в устойчивом
состоянии при его прохождении через подшипники. Поставщик должен представить
информацию по профилям температуры и давления рециркулирующего потока
рабочей среды, проходящей через насос и камеру ротора. См. Приложение К.
6.3	. Корпуса под давлением
6.3.1 Если критерии по отклонениям не допускают более низкие допустимые
значения давления, значения давлений, применяемых при проектировании для
каждого конкретного материала, не должны превышать значений, указанных для
данного материала (при максимальной рабочей температуре) в Разделе II стандарта
ASME. Для литьевых материалов должен применяться коэффициент, указанный в
разделе VIII, подраздел 1 в стандарте ASME. Корпуса под давлением, изготовленные
из кованной стали, прокатанного листового материала и сваренных листов, или
бесшовная труба со сварным покрытием должны соответствовать применяемым
правилам в разделе VIII, подраздел 1 в стандарте ASME. Формы отчета сданными
изготовителя, инспекции третьей стороны и маркировка тиснением в соответствие со
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Разделы 1-6.7
стандартом не требуются. По согласованию с покупателем могут применяться другие
уровни напряжений и методы проектирования согласно национальным или местным
стандартам.
6.3.2 Корпуса и фланцы под давлением (включая корпуса под вторичным давлением)
должны быть рассчитаны на максимальное давление нагнетания плюс допуск на
увеличение напора и/или скорости потока (см. п. 6.1.4 и 6.1.5) при указанной
температуре перекачки. Если на всасе насоса применяются условия вакуума, то
защитная оболочка или кожух статора, в зависимости оттого, что применяется,
должны быть рассчитаны на результирующее внешнее давление. Если не указано по
иному, корпус под давлением как минимум должен быть рассчитан на номинальное
значение давления, равное давлению на фланце IS07005-1 PN50, (ANSI/ASME
В16.5, Класс 300), изготовленного из той же марки материала, что и корпус под
давлением или 4 Мпа (600 psi), в зависимости оттого, какое значение меньше.
6.3.3 Корпус под давлением должен проектироваться с учетом допуска на коррозию
согласно п. 6.1.1. Если не указано по иному, минимальный допуск на коррозию
должен быть 3 мм (1/8 дюйма), за исключением того, что защитные оболочки и
футеровка должны соответствовать требованиям в п. 9.1.2.1.1 для насосов с
приводом с электромагнитной муфтой, и п.п. 9.2.3.1 и 9.2.4.1 для насосов с
герметичным электродвигателем.
6.3.4 Корпуса разъемные по оси не допускаются. Разрешается применение
радиально разъемных корпусов.
6.3.5 Корпуса насосов должны иметь соединения «металл-металл» с регулируемыми
прокладками, работающими на сжатие, такие как уплотнительное кольцо круглого
сечения или со спиральной навивкой.
6.3.6 Конструкция корпуса должна предусматривать возможность снятия ротора и
внутреннее магнитное кольцо, не отсоединяя при этом всасывающий и
нагнетательный трубопровод.
л
6.3.7 Корпус насоса под давлением должен выдерживать удвоенные силы и
моменты, приведенные в таблице 1А (1 В), одновременно действующие на насос
посредством патрубков плюс внутреннее давление без появления'деформации, при
которой может нарушиться работа насоса или появиться контакт между
неподвижными и вращающимися деталями.
Примечание: Это относится к критерию проектирования корпуса насоса и данный 
критерий не должен применяться для расчетных нагрузок на патрубки
трубопроводов.
6.3.8 Корпуса насосов с опорой по центральной линии должны применяться для .
горизонтальных насосов с приводом с электромагнитной муфтой. Корпуса насосов с
опорой по центральной линии должны применяться для горизонтальных насосов с
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Разделы 1-6.7
герметичным электродвигателем с температурой перекачиваемой жидкости 175 °C
(350 °F) и выше.
6.3.9 Поверхность кольцевого уплотнения, включая все пазы и каналы должны иметь
средний показатель шероховатости поверхности (Ra) не более 1,6 цт (63 pin.) для
статических уплотнительных колец, и 0,8 цт (32 pin.) для поверхности, пр которой
скользит уплотнительное кольцо. Каналы должны иметь минимальный радиус 3 мм
(0,12 дюймов) или скошенный ввод как минимум 1,5 мм (0,06 дюймов) для
статических уплотнительных колец и скошенный ввод как минимум 2 мм (0,08
дюймов) для динамических уплотнительных колец. Угол скоса должен иметь не
более 30 градусов.
6.3.10 Должны быть предусмотрены винтовые домкраты, направляющие стержни и
цилиндрические штифты для выравнивания корпуса или сплачивающие посадки для
облегчения демонтажа и последующего монтажа. Одна из контактных поверхностей
должна быть разгружена (раззенкована или утоплена), чтобы соединение было
плотным или чтобы не допустить неправильной подгонки из-за поврежденной
поверхности. Направляющие стержни должны иметь достаточную длину, чтобы не
допустить повреждения внутренних устройств или штифтов корпуса во время
демонтажа и последующей сборки.
6.3.11 Болтовые соединения должны поставляться согласно п.п. с 6.3.11.1 по
6.3.11.8.
6.3.11.1 Детали резьбовых соединений должны соответствовать стандарту ISO 262
(ANSI/ASME В 1.1)
6.3.11.2 В узлах под давлением должно быть как можно меньше резьбовых
отверстий. Чтобы не было утечки в отсеках под давлением внутри корпуса, помимо
допуска на коррозию должен быть предусмотрен слой металла толщиной не менее
половины номинального диаметра болта или штифта вокруг и под днищем
просверленных и обработанных метчиком отверстий. Глубина резьбовых отверстий
должна не менее чем в 1,5 раза превышать номинальный диаметр болта или
штифта.
6.3.11.3 Внутренние болтовые соединения должны быть изготовлены из материала,
устойчивого к коррозионному воздействию перекачиваемой жидкости.
6.3.11.4 Если покупателем специально не оговорено применение колпачковых гаек,
все разъемы корпуса должны поставляться со штифтами.
6.3.11.5 В местах болтовых соединений должно быть предусмотрено место для .
применения торцовых или накидных гаечных ключей.
6.3.11.6 Корончатые гайки, гайки под торцевой ключ или с-образные гаечные ключи
не должны применяться для болтовых соединений внутри корпуса без специального
разрешения со стороны покупателя.
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Разделы 1- 6.7
6.3.11.7 Метрическая мелкая и Американская унифицированная тонкая резьба не
должны применяться.
6.3.11.8 Маркировка изготовителя должна располагаться на всех крепежных деталях
размером 6 мм (1/4 дюйма) и больше (за исключением шайб и винтов со шлицовой
головкой). Для штифтов, маркировка должна быть на стороне, где устанавливается
гайка на выступающем из под гайки крае штифта.
6.4	Соединения для патрубков и корпусов под давлением
6.4.1 Размер отверстий на корпусе
6.4.1.1.Отверстия для патрубков и других соединений для корпуса под давлением
должны соответствовать стандартному номинальному размеру труб (NPS).
Отверстия размером 1 34, 2 34, 3 34, 5, 7 и 9 NPS не должны применяться.
6.4.1.2 Соединения на корпусе, за исключением всасывающих и нагнетательных
патрубков, должны иметь размер не менее 34 NPS для насосов с отверстием
нагнетательного патрубка 2 NPS и меньше. Для насосов с отверстием
нагнетательного патрубка 3 NPS и больше, соединения должны иметь размер %
NPS, за исключением того, что соединения для промывных труб и датчиков могут
быть 34 NPS, не зависимо от размера трубы.
6.4.2 Всасывающие и нагнетательные патрубки
6.4.2.1 Всасывающие и нагнетательные патрубки должны быть фланцевыми и иметь
одинаковые характеристики.
6.4.2.2 Фланцы, как минимум, должны соответствовать требованиям по размерам в
ISO 7005-1 (ANSI/ASME В 16,5)
6.4.2.3 Если не указано по иному, применяются фланцы с плоским торцом толщиной,
равной выступу поверхности. Допускается применение фланцев для всех
материалов, которые имеют большую толщину или больший наружный диаметр чем
тот, который требуется по стандарту ISO (ANSI). Если толщина фланцев требует
применения резьбовых шпилек с нестандартной длиной по отношению к параметрам
фланца, покупатель должен указать это требование в своем предложении.
6.4.2.Д С тыльной стороны поверхность фланцев должна иметь опору на всю
поверхность или с опорой вокруг отверстия и должны быть рассчитаны на
применение сквозного болтового соединения.
6.4.2.5 Отделка фланцев с выпуклой поверхностью должна иметь зубчатые
спиральные или концентрические канавки, обработанную радиусным резцом с
номинальным радиусом 0,8 мм (0,03 дюйма), чтобы получился шаг от 0,35 до 0,45 мм
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Разделы 1-6.7
(от 0,014 до 0,018 дюймов). Шероховатость обработанной поверхности должна быть
между значениями Ra 3,2 и 6,3 цги (125 и 250 pin.) и должна проверятся путем
визуального и осязательного сравнения с помощью компаратора чистоты
поверхности (ANSI/ASME В46.1.). Поверхность прилегающей прокладки не должна
иметь механическое или коррозионное повреждение, проходящее через основание
канавок по радиальной длине свыше 30 % от ширины контактирующей прокладки.
6.4.3 Соединения корпуса под давлением _ .__ _____ .. ...	„ . .. ...
6.4.3.1 Дополнительные соединения к корпусу под давлением должны быть
выполнены в виде гнездовых сварных соединений, стыковых сварных соединений
или быть полностью фланцевыми. Монтажные соединения должны быть
фланцевыми.
6.4.3.2 Сварные соединения на корпусе должны соответствовать требованиям .
материала корпуса, включая значения прочности на удар, а не требованиям на
Присоединяемые трубы.
6.4.3.3 Патрубки трубопровода, привариваемые к корпусу, должны иметь длину не
более 150 мм (6 дюймов) и должны иметь класс бесшовных труб по толщине стенки
160 при размере NPS 1, и класс по толщине стенки не менее 80 при размере NPS 1
7г и более.
6.4.3.4 Обработанные соединения и дополнительные соединения со шпильками
должны соответствовать требованиям на поверхность и сверловку в стандарте ISO
7005-1 (ANSI/ASME В16,5). Шпильки и гайки должны поставляться уже
смонтированными. Первые 1,5 витка резьбы с обеих сторон каждой шпильки должны
быть удалены.
6.4.3.5 Все соединения должны пройти гидравлическое испытание под давлением.
6.4.3.6 Если это оговорено, должны быть предусмотрены соединения для
манометров.
6.4.3.7 Все соединения, предусмотренные покупателем, должны быть доступны для
демонтажа без снятия механизмов.
6.4.3.8 Если не указано по иному, Дополнительные соединения к вторичной оболочке
могут иметь резьбу. Резьбовые соединения должны отвечать требованиям в п.п. с
6.4.3.8.1 по 6.4.3.8.3.
6.4.3.8.1 Заглушки должны отвечать положениям в п. 7.3.1.13.
6.4.3.8.2 Если не указано по иному, трубная резьба должна быть конической согласно
ANSI/ASME В1.20.1. Резьбовые отверстия и выступы для трубной резьбы должны
отвечать требованиям ANSI/ASME В16.5.
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Разделы 1-6.7
6.4.3.8.3 Если оговорено, может применяться цилиндрическая резьба согласно
требованиям ISO 228, часть 1. Если применяются цилиндрические резьбовые
соединения, они должны иметь уплотнение из плотно прилегающей прокладки, а
соединительная втулка должна иметь обработанную поверхность для плотного
прилегания прокладки (см. рис. 1).
6.5	Силы и моменты на внешних патрубках
6.5.1 Горизонтальные насосы из стали и легированной стали и их основания должны
сохранять работоспособность, когда на них действуют силы и моменты, •
приведенные в таблице 2А (2В). Учитываются два вида воздействия нагрузок на
патрубки: деформация корпуса насоса (6.3.7) и перекос насоса и вала
электродвигателя (только для насосов с магнитным сцеплением) (см. 9.1.5.3.5).
6.5.2 Допустимые силы и моменты для вертикальных многорядных насосов должны
быть в два раза больше значений, приведенных в таблице 1А (1 В) для боковых 
патрубков.
Рис. 1 - Механически обработанная поверхность для плотного прилегания
уплотнительной прокладки при применении цилиндрической резьбы
6.5.3 Для корпуса насосов, изготовленного не из стали или легированной стали,
покупатель должен представить допустимые нагрузки на патрубки в соответствие с
формой в таблице 1А (1 В).
6.5.4 Для приложения сил и моментов, приведенных в таблице 1А (1В), должна
применяться система координат (s), показанная на рис. 2 и 3.
6.5.5 В приложении F приводится метод, применяемый конструктором трубной
обвязки, для определения допустимых нагрузок на трубопроводы.
6.6	Ротор
6.6.1 Если покупателем не указано по иному, крыльчатка должна быть полностью
закрытой .
и изготовлена в виде цельной отливки. Открытые, полуоткрытые и сборные
крыльчатки должны быть специально одобрены покупателем.
СТАНДАРТ АР! 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Разделы 1-6.7
6.6.2 Лопасти должны прикрепляться к валу. Закрепление лопастей с помощью
штифтов не допускается. Крыльчатка должна прикрепляться к валу при помощи
винта с головкой под ключ или колпачковой гайки, которые не оказывают влияния на
резьбовые соединения вала. Зажимное устройство должно иметь резьбу, чтобы оно
могло уплотняться гидравлическим сопротивлением на крыльчатке во время
нормального вращения и, кроме того, требуется применение метода положительной
механической блокировки (например, закрепленный и устойчивый к коррозии
установочный винт ил и шайба язычкового типа). Винты с головкой под ключ должны
иметь закругление и уменьшенный диаметр тела, чтобы снизить концентрацию
напряжений.
6.6.3 Крылдьчатки должны иметь цельнокатанные втулки. Допускается применение
крыльчаток с полой структурой, если полость полностью заполнена
соответствующим металлом с точкой плавления не ниже 540 °C (1000 °F) для
насосов с корпусом из литой стали.
Примечание: Требование, чтобы полость втулок крыльчатки была заполнена имеет
своей целью свести к минимуму опасность для персонала в процессе снятия
лопастей с помощью нагрева.
6.6.4 Вал должен быть механически обработан и отшлифован по всей длине с тем,
чтобы значение TIR было не более 25 цт (0,001 дюйма)..'
Разделы 1-6.7
Таблица 1А-Нагрузка на патрубки (в единицах СИ)
Номинальный размер фланца (NPS - Номинальный Размер Труб)									
Силы/моменты j	2 T	з I	4 I	6 I	8 I	10	|	12	14	16
Патрубок на вер	xy								
FX	710	1070	1420	2490	3780	5340	6670	! 7120	8450
FY	580	890	1160	2050	3110	4450	5340	 5780	6670
FZ	890	1330	1780	3110	4890	6670	8000	8900	10230
FR	1280	1930	2560	4480	6920	9630	11,00	12,780	14,850
Боковой патрубс	ж								
FX	710	1070	1420	2490	3780	5340	6670	; 7120	8450
FY	890	1330	1780	3110	4890	6670	8000	8900	10230
FZ	580	890	1160	2050	3110	4450	5340	i 5780	6670
FR	1280	1930	2560	4480	6920	9630	11,700	; 12,780	14,850
Концевой патру(	5ок								
FX	' 890	1330	1780	3110	4890	6670	8000	i 8900	10230
FY	710	1070	1420	2490	3780	5340	6670	; 7120	8450
FZ	580	890	1160	2050	3110	4450	5340	5780	6670
FR	1280	1930	2560	4480	6920	9630	11,700	12,780	14,850
Каждый патрубс	ж								
MX	460	950	1330	2300	3530	5020	6100	6370	7320
MY	230	470	680	1180	1760	2440	2980	3120	3660
MZ	350 .	720	1000	1760	2580	3800	4610	; 4750	5420
MR	620	1280	1800	3130	4710	6750	8210	J 8540	9820
Примечание 1: Каждое приведенное выше значение отражает диапазон этого значения от минуса до плюса, например, 710
указывает диапазон от - 710 до + 710.
Примечание 2: F = сила в Ньютонах; М = момент в Ньютон метрах; R = Равнодействующая. Направление нагрузок на патрубки
(X, Y и Z) см рис. 2 и 3.
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
26
Разделы 1- 6.7
Таблица 1В - Нагрузки патрубка (система единиц США)
Номинальный размер фланца (NPS)									
Зила/мо мент	2	3	4	6	8	10	12	14	16
Патрубок наверху		 	 	 										
FX	160	240	320	560	850	1200	1500	1600	1900
FY	130	200	260	460	700 .	1000	1200	1300	1500-
FZ	200	300	400	700	1100	1500	1800	2000	2300
FR	290	 430	570	1010	1560	2200	2600 '	2900	3300
Боковой патрубок									
FX	160	240	320	560	850	1200	1500	1600	1900
FY	200	300	. 400	700-	1100	1500	1800	2000	2300
FZ	130	200	260	460	700	1000	1200	1300	1500
FR	290	430	570	1010	1560	2200	2600	2900	3300
Концевой патрубок									
FX	200	300	400	700	1100	1500	1800	2000 •	2300
FY	160	240	320	560	850	1200	1500	1600	1900
FZ	130	200	260	460	700	1000	1200	1300	1500
FR	290	430	570	1010	1560	2200	2600	2900	3300
Каждый патрубок									
MX .	340	700	980	1700	2600	3700	4500	4700	5400
MY	170	350	500	870	1300	1800	2200	2300	2700
mz •	260	530	740	1300	1900	2800	3400	3500	4000
MR	460	950	1330	2310	3500	5000	6100	6300	7200
Примечание 1: Каждое приведенное выше значение отражает диапазон этого
значения от минуса до плюса, например, 160 указывает диапазон от - 160 до +
160.
Примечание 2: F = сила в Ньютонах; М = момент в Ньютон метрах; R =
равнодействующая. Направление нагрузок на патрубки (X, Y и Z) см. рис. 2 и 3.
SEALLESS CENTRIFUGAL PUMPS FOR PETROLEUM, HEAVY DUTY CHEMICAL, AND GAS INDUSTRY SERVICES”
Table 1B—Nozzle Loadings (U.S. Units)
Force/Momem	±
Each Top Nozzle FX FY FZ FR	160 130 200 290	240 200 300 430	320 260 400 570	560 460 700 1010	850 700 1100 1560	1200 1000 1500 2200	1500 1200 1800 2600	1600 1300 2000 2900	1900 1500 2300. 3300
Each Side Nozzle FX FY . FZ FR	160 200 130 290	240 300 200 430	320 400 260 570	560 700 460 1010	850 1100 700 1560	1200 1500 1000 2200	1500 1800 1200 2600	1.600 2000 1300 2900	1900 2300 ' 1500 3300
Each End Nozzle FX FY FZ FR	200 160 130 290	300 240 200 430	400 320 260 570	700 560 460 1010	1100 850 700 1560	1500 1200 1000 2200	1800 1500 1200 2600	2000 1600 1300 2900	2300 1900 1500 3300
Each Nozzle MX MY .  MZ	340 170 260 4fi0	700 ‘ 350 530 950	9S0 500 740 1330	1700 870 1300 2310	2600 1300 1900 3500	3700 1800 2800 5000	4500 2200 3400 6100	4700 2300 3500 6300	5400 2700 4000 7200
									
Discharge
(D)

СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Разделы 1- 6.7
27
Рисуно|< 3 - Система координат для сил и моментов, описанных в таблице 1А (1В):
Горизонтальные насосы с торцевым всасыванием и патрубками сброса в верхней части.
6.6.5 Жесткость вала и загустевание жидкости подшипников, смазанных
продуктом, должны ограничивать общее смещение рабочего колеса при
наиболее .жестких динамических условиях, превышающих допустимый
рабочий диапазон насоса - с максимальным диаметром рабочего колеса и с
. определенной скоростью и жидкой средой - на одну вторую минимального
' зазора износоустойчивого кольца рабочего колеса. Данный предел
смещения может достигаться комбинацией диаметра вала, длины вала и
консольной части, конструкцией подшипника и корпуса (включая
использование двойных спиралей или диффузоров). Не следует полагаться
На эффект загустевания жидкости износоустойчивых колец рабочего
колеса. Загустевание жидкости подшипников, смазанных продуктом, должно
рассчитываться как один, так и два раза для зазоров расчетной
конструкции.
6.7.1 Если другие ограничения не установлены, обновляемые износоустойчивые
кольца ^должны устанавливаться как на корпусе, так и на колесе. Передние и
задние ^износоустойчивые кольца, если необходимо, должны обеспечиваться для
осевого;, равновесия. Лопасти насоса не следует использовать для установки
осевого; равновесия.
Примечание: Интегральные износоустойчивые поверхности колеса могут поставляться с
одобрения заказчика. Данный параграф не имеет отношения к вспомогательным рабочим
колесам.
6.7.2 Соединенные износоустойчивые поверхности упрочняемых материалов
будут И1уеть различие в твердости по Бринеллю, по меньшей мере, на 50 единиц,
если твердость по Бринеллю как неподвижных, так и вращающихся
износоустойчивых поверхностей не равна 400.
6.7.3 Обновляемые износоустойчивые кольца будут удерживаться на месте
прессовой посадкой со стопорными штифтами или резьбовыми шпонками
(осевыми или радиальными) или методом фланцевания или свинчивания. Другие
методы, включая сварку прихваточным швом, требуют одобрения заказчика.
Диаметр! отверстия в износоустойчивом кольце для радиального штифта или
резьбовой шпонки не должен превышать одну треть ширины износоустойчивого
кольца. ;
6.7.4 Рабочие зазоры должны удовлетворять требованиям пунктов 6.7.4.1 и
6.7.4.2. !
6.7.4.1 Если рабочие зазоры установлены между износоустойчивыми кольцами и
другими подвижными частями, следует учитывать температуру насоса, условия
всасывания, характер жидкой среды, распространение тепла, характеристику
истирания материалов и КПД насоса. Зазоры должны быть достаточной величины,
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Разделы 1-6.7
28
чтобы обеспечить надежность работы и свободы от заедания во всех указанных
рабочих условиях.
6.7.4.2 Для упрочненной 11-13 процентной хромированной стали и материалов с
одинаково низкими тенденциями истирания будут использоваться минимальные
зазоры, приведенные в Таблице 2. Если у материалов более высокая тенденция к
истиранию и если материалы используются при температурах свыше 260°С
(500°F), то к этим минимальным диаметральным зазорам нужно добавить 125 цт
(0,005 дюймов).
12
API STANDARD 685
Figure 3—Coordinate System for the Forces and Moments in Table 1A (1B): Horizontal Pumps with'End Suction and
Top Discharge Nozzles
6.6.5 ..Shaft sriffness and fluid stiffening of product lubricated
bearings shall limit the total impeller displacement under the
most severe dynamic conditions over the allowable operating
range of the pump—with maximum impeller diameter and the
specified speed and fluid—to one half the minimum impeller
wear ring clearance. This displacement limit may be achieved
by a combination of shaft diameter, shaft span or overhang,
bearing design, and casing design (including the use of dual
volutes or diffusers). No credit shall be taken for the fluid stiff-
ening effects of impeller wear rings. The fluid stiffening of
product lubricated bearings shall be calculated at both one and
two times the nominal design clearances.
6.7	WEAR RINGS AND RUNNING CLEARANCES
6.7.1 Unless otherwise specified, renewable wear rings
shall be furnished on both the casing and the impeller. Front
and back wear rings shall be furnished, if required, for axial
balance. Pumping vanes shall not be used to establish axial
balance.
Note: Integral impeller wear surfaces may be supplied with pur-
chaser's approval. This paragraph does not apply to auxiliary
impellers.
6.7.2 Mating wear surfaces of hardenable materials shall
have a difference in Brinell hardness number of at least 50
unless both the stationary and the rotating wear surfaces have
Brinell hardness numbers of at least 400.
6.7.3 Renewable wear rings shall be held in place by a
press fit with locking pins or threaded dowels (axial or radial)
or by flanged and screwed methods. Other methods, includ-
ing tack welding, require the purchaser’s approval. The diam-
eter of a hole in a wear ring for a radial pin or threaded dowel
shall not be more than one third the width of the wear ring.
6.7.4 Running clearances shall meet the requirements of
6.7.4.1 and 6.7.4.2.
6.7.4.1 When running clearances are established between
wear rings and between other moving parts, consideration
shall be given to pumping temperatures, suction conditions,
the character Of the liquid handled, the thermal expansion
and galling characteristics of the materials, and pump effi-
ciency. Clearances shall be sufficient to assure dependability
of operation and freedom from seizure under all specified
operating conditions.
6.7.4.2 For hardened 11 to 13 percent chromium steel, and
materials with similarly low galling tendencies, the minimum
clearances given in Table 2 shall be used. For materials with
higher galling tendencies and for all materials operating at
Sealless Centrifugal Pumps for Petroleum. Heavy Duty Chemical, ano Gas Industry Services	T3
Table 2—Minimum Running Clearances			
Diameter of Rotating Member at Clearance (mm)	Minimum Diametrical Clearance (mm)	Diameter of Rotating Member al Clearance (in.)	Minimum Diametrical Clearance (in-)
<50	0.25	<2.000	0.010
501o 64.99—		 0.28	2.000 to 2.499	0.011
65 to 79.99	0.30	2.500 to 2.999	0.012
80 to 89.99	0.33	3.000 to 3.499	0.013
90 to 99.99	0.35	3.500 to 3.999	0.014. .
100 to 114.99	0.38	4.000 to 4.499	0.015
115 to 124.99	0.40	4.500 to 4.999	0.016.
125 to 149.99	0.43	5.000 to 5.999	0.0)7 .
150to 174.99	0.45	6.000 to 6.999	0.0)8
175 to 199.99	0.48	.7.000 to 7.999	0.019
200 to 224.99	0.50	8.000 to 8.999	0.020 .
225 to 249.99	0.53	9.000 to 9.999	0.021
250 to 274.99	0.55	10.000 to 10.999	0.022
275 to 299.99	0.58	11.000 to 11.999	0.023
300 to 324.99	0.60	12.000 to 12.999	0.024
325 to 349.99	0.63	13.000 to 13.999	0.025
350 to 374.99	0.65	14.000 to 14.999	0-026 ,
375 to 399.99	0.68 .	15.000 to 15.999	0.027 '
. 400 to 424.99 .	• -	.0.70	16.000. to 16.999 .	'0.028
425 to 449.99	0.73	17.000 to 17.999	0.029
450 to 474.99	0.75	18-000 to 18.999.	.0.030 . ,
475 to 499.99	0.78	19.000 to 19.999	0.031
500 to 524.99 " '	0.80	20.000 to 20.999	0.032
•• •' '525 to 549.99	0.83	21.000 to 21.999	0.033
550 to 574.99	0.85	22.000 to 22.999	0.034
575 to 599.99	0.88	23.000 to 23.999	0.035
600 to 624.99	0.90	24.000 to 24.999	0.036
625 to 649.99	0.95	25.000 to 25.999	0.037
Mole: For diameters greater than 6-49.99 nun (25.999 in.) the minimum diametral clearances shall be 0.95 mm (0.037 in.) plus 1 mm for each
additional I mm of diameter or fraction thereof (0.001 in. for each additional in.).	,.
temperatures above 260°C (500°F), 125 pm (0.005 in.) shall
be added to these diametral clearances.
6.8	SECONDARY CONTROL/CONTAINMENT
6.8.1 The purchaser will specify which of the following
control/containmenl options the pump shall have: 
a.	Secondary control design (3.65).
b.	Secondary control with leakage monitoring device(s)
(Secondary' control system 3.66).
c.	Secondary containment design (3.63).
d.	Secondary containment with leakage monitoring device(s)
(Secondary1 containment system 3.64).
6.8.2 The secondary control system shall have a stand-by
life of at least 25,000 hours in a pump operating mode and
shall have a functional life of at least 24 hours in the event of
containment shell failure.
• 6.8.3 When specified, the vendor shall provide the maxi-
mum flow rate from the secondary control system in the event
of containment shell or stator liner failure.
6.8.4 The secondaty control/containment system shall be
rated for the same pressure as the pressure casing. Provisions
for monitoring shall be included in the secondary control/
containment system.
6.8.5 Material of the secondary pressure casing(s) shall be
carbon steel as a minimum.
6.8.6 Secondary pressure casings are by definition pressure
containing components and shall meet the requirements of 6.3.
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Раздел 6.8 -6.11.2.
6.8	Вторичный контроль уплотнения
6.8.2.	Покупатель должен определить какие из следующих вариантов
уплотнения должен иметь насос:
а)	конструкция с вторичным уплотнением (3.65)
Ь)	Вторичное уплотнение с устройством (вами) контроля утечек.
(Вторичная система контроля уплотнений 3.66).
с)	Конструкция с вторичным уплотнением (3.63)
d)	Вторичное уплотнение с устройством (вами) контроля утечек
((Вторичная система локализации аварии 3.64). ----------
6.8.2 Вторичная система контроля уплотнений должна иметь резервный
срок службы, по крайней мере, 25 000 часов в режиме работающего
насоса и должен иметь функциональный срок службы, по крайней мере,
24 часа в случае повреждения защитной оболочки.
6.8.3.	Если оговаривается, то Продавец должен обеспечить
максимальный расход потока от вторичной системы контроля утечек в
случае повреждения защитной оболочки или повреждения втулки
статора.
6.8.4.	Система вторичного контроля утечек должна быть рассчитана на
то же давление, как и оболочка под давлением. Вторичная система
управления/локализации должна включать условия для контроля.
6.8.5.	Материал для вторичной оболочки под давлением должен быть,
как минимум, углеродистой сталью.
6.8.6.	Вторичные оболочки под давлением являются по определению
компонентами под давлением и должны отвечать требованиям пункта
6.3.
6.8.7.	Все соединения вторичной системы управления/локализации
должны быть шпунтовыми и уплотнены контролируемыми
компрессионными уплотнительными прокладками, уплотняемыми О-
кольцами из материала, совместимого с технологической жидкостью или
должны быть сварными.
6.8.8.	Если оговорено, необходимо предусмотреть дренажные
соединения, которые полностью осуществляют дренаж и
предусматривают возможность промывать все внутренние области
вторичной оболочки под давлением.
6.9	. Динамические свойства
6.9.1.	Насосы должны иметь такую конструкцию, что их первая боковая
критическая скорость в сухом состоянии была, по крайней мере, на 20%
выше максимальной постоянной рабочей скорости.
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Раздел 6.8-6.11.2.
6.9.2.	Резонансы систем структурных опор (основа, рама и корпус •
подшипника) может негативно повлиять на амплитуду вибрации ротора.:
Поэтому, резонанс систем опор в пределах объема поставки Продавца
не должен превышать 10% от рабочей скорости машины с
фиксированной скоростью или плюс-минус 10 процентов от рабочего
диапазона машины с переменной скоростью.
6.9.3.	Вибрация
Примечание: Вибрация центробежного насоса меняется с потоком и
обычно является минимальной вблизи потока с наивысшим КПД и-----
повышается по мере повышения или понижения потока. Изменение
вибрации при изменении потока от наивысшего КПД зависит от
плотности энергии насоса, его удельной скорости и удельной скорости
на всасе. В общем, изменение вибрации увеличивается с увеличением
плотности энергии, удельной скорости и с увеличением удельной
скорости на всасе.
При таких общих характеристиках'диапазон рабочего потока насоса
может быть разделен на две области.-одна область будет называться
потоком с наивысшим КПД^или предпочтительным рабочим потоков при
котором насос дает низкую вибрацию и другая будет'называться!
допустимой рабочей областью^ границы которой определены такими
производительностями, при которых вибрация насоса достигает более
высокий, но все жеТ1риемлемый*уровень. Рисунок 4 иллюстрирует такую
концепцию. (Отметьте, что другие факторы, не относящиеся к вибрации,
например, рост температуры с падением потока или номинальный напор
насоса на всасывании с увеличивающимся потоком может диктовать
более узкий допустимый рабочий диапазон.)
6.9.3.1.	Предпочтительный рабочий диапазон и место номинальной
производительности должно быть в соответствии с оговоренным в п.
6.1.13. Допустимый рабочий диапазон должен быть указан в
предложении. Если допустимый рабочий диапазон ограничивается
другим фактором, а не вибрацией, то этот фактор также должен быть
указан в предложении.
6.9.3.2.	При выполнении испытания рабочих характеристик в каждой
испытательной точке, за исключением отсечения должны выполняться
не фильтрованные измерения вибрации и спектр быстрых
преобразований Фурье. Измерения должны выполняться на корпусе(ах)
подшипника или эквивалентном расположении(ях) в местах, показанных
на Рисунке 5.
6.9.3.2.1.	Спектр быстрых преобразований Фурье должен включать
диапазон частот от 5 герц до значения в 2Z раз превышающих рабочую
скорость (где Z - это число лопастей Импеллера).
Примечание: Такие дискретные частоты, как 1.0, 2.0 и xZ от рабочей
скорости связаны с различными феноменами насоса, и поэтому
. представляют особый интерес в спектре.
Sealless Centrifugal Pumps for Petroleum, Heavy Duty Chemical, and Gas Industry Services
15
PEDH
Figure 4—Relationship Between Flow and Vibration
16
API Standard 685
Optional arrangement lor
mounting vibration measuring
equipment (see 6.9.3.8)
Dimple (see 6.9.3.7)
Figure
5—Locations and Provisions for Taking Vibration
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Раздел 6.8 -6.11.2.
6.9.3.2.2.	Нанесенный спектр должен быть включен вместе с
результатами испытаний насоса.
6.9.3.3.	Измерения общей вибрации корпуса подшипника должны
выполняться при среднеквадратической скорости, мм/сек (дюйм.сек).
6.9.3.4.	Вибрация, измеряемая во время эксплуатационных испытаний,
не должна превышать значения, указанные в Таблице 3.
6.9.3.5.	При любой скорости, превышающей максимальную постоянную
скорость до и включая скорость отключения привода, вибрация не
должна превышать 150 процентов от максимального значения,
записанного при максимальной постоянной скорости.
6.9.3.6.	Насосы с переменной скоростью должны работать в пределах их
оговоренного диапазона без превышения пределов вибрации данного
стандарта.
6.9.3.7.	Все корпуса подшипников должны быть с углублениями в местах,
показанных на Рис. 5 для ускорения измерений вибрации. Выемки
должны подходить для точного месторасположения ручного датчика
вибрации с удлиненным «пробником». Выемки должны быть литыми или
обработаны машинами и должны иметь номинальную глубину 2 мм
(0.080 дюймов) с прилежащим углом 120 градусов.
6.9.3.8.	Если оговорено, то корпуса подшипников должны иметь
резьбовые соединения для постоянного монтажа датчиков вибрации в
соответствии с API 670. При поставке метрических зажимов резьба
должна быть М8.
Таблица 3 - Границы вибрации
	Измерение вибрации
Вибрация при любом потоке в пределах предпочтительного рабочего диапазона насоса.	
Полное значение	Vu < 3.0 мм/сек средне- квадратическое значение. (0.12 дюймов/сек среднеквадратическое значение)
Увеличение допустимой вибрации при потоках за пределами предпочтительного рабочего диапазона, но в пределах допустимого рабочего диапазона.	30%
Примечание: Значения, рассчитанные на основе основных пределов должны округляться до двух
(2) важных цифр.
Где:-
Vu = нефильтрованная скорость
V, = фильтрованная скорость
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Раздел 6.8-6.11.2.
6.9.3.9.	Если оговорено, для размещения оборудования, измеряющего
вибрацию на магнитной основе следует обеспечить плоскую
поверхность, по крайней мере, 25 мм (1 дюйм) в диаметре).
6.9.4.	Балансировка
6.9.4.1.	Импеллеры и подобные крупные вращающиеся компоненты
должны быть динамически сбалансированы до уровня G1.0 стандарта
ISO 1940 (4W/N) или 7 гм-мм (0.01 oz-дюйм), в зависимости оттого, что
больше. Вес шпинделя, используемого для балансировки не должен
превышать вес компонента, для которого проводится балансировка.
Примечание: Разбаланс выражается в единицах U.S. и представляет
собой следующее:
U = kW/N
Где
U = разбаланс на плоскость, унция.дюйм (oz.in.)
К = константа
W = вес компонента при балансировке компонентов
= нагрузка на цапфу балансировочного станка при балансировке
роторов, в фунтах
N = скорость вращения, оборотов в минуту (грт)
Или по ISO уровень баланса ISO 1940. Уровень качества баланса по ISO
охватывает диапазон разбаланса. Номинальный эквивалент пределов в
единицах U.S. в данном стандарте соответствует примерно средней
точке диапазона ISO.
Используя современный балансировочный станок, практично
балансировать компоненты, смонтированные на их шпинделях до U =
4WIN (номинально эквивалентно уровню ISO G1.0) или даже ниже в
зависимости от веса узла и проверять разбаланс узла посредством
проверки остаточного разбаланса. Однако, экстриссинтет массы, е,
связанный с разбалансом, не превышающим U = 8WIN (номинально
эквивалентно уроню ISO G2.5) такой небольшой (например, U= 4 WIN
дает е = 0.000070 дюймов для узла рассчитанного на 3600 вращений в
минуту), что не пожет поддерживаться если узел разбирается и '
переделывается. Уровень баланса ниже 8 WIN (G2/5), поэтому, не
повторяется для компонентов.
6.9.4.2.	Балансировка компонентов может осуществляться в одной
плоскости, если отношение D/В (см. Рис. 6) составляет 6.0 или более.
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Раздел 6.8-6.11.2.
6.10	Подшипники, охлаждаемые процессом или работающие в
масле
6.10.1	Подшипники, охлаждаемые в процессе или работающие в масле
должны быть подшипниками скольжения с расточным отверстием
прецизионного типа. Такие подшипники должны быть оснащены анти-
ротационными устройствами и должны быть жестко закреплены в осевом
направлении.
6.10.2.	Подшипники скольжения и упорные подшипники должны иметь
шероховатость не более 0.4 дм (16 4 ц дюйм) Ка.
6.10.3.	Такие материалы подшипника, как карбид кремния с низким
коэффициентом теплового расширения должен иметь радиальный
зазор, рассчитанный на обеспечение относительного теплового
расширения при максимальной и минимально рабочей скорости,
оговоренной в листе технических данных на насос.
6.10.4.	Кольца с учетом допуска или подобные монтажные устройства
подшипника должны использоваться для допуска относительного
теплового расширения и обеспечивать упругую монтажную поверхность
для подшипников.
6.10.5.	Если иначе не одобрено Покупателем, то подшипники должны
иметь паз(ы) для удаления тепла и промывки от посторонних частиц.
6.10.6.	Насосы, использующие только один радиальный подшипник, не
должен использоваться для приводной мощности свыше 7.5 кВт (10 л.с.).
6.10.7.	Упорные подшипники должны иметь размер, подходящий для
постоянной работы при всех оговоренных условиях, включая
максимальное дифференциальное давление. Все нагрузки должны
определяться при расчетном внутреннем зазоре, а также при двойном
расчетном внутреннем зазоре. Упорные подшипники должны
обеспечивать возможности полной нагрузки, при обратном вращении
вала.
6.10.8.	Упорные подшипники должны быть рассчитаны на возможности
упора в обоих направлениях.
6.10.9.	Смазка/охлаждение подшипников должны выполняться '
перекачиваемой жидкостью или чистой жидкостью от внешнего
источника. Использование внешней системы должно быть согласовано с
Покупателем (см. Приложение D) .
API Standard 685
18
Single Suction Impeller
Figure .6—Rotating Component Dimensions to Determine When Single Plane Balancing is Allowable
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Раздел 6.8-6.11.2.
6.11	. Материалы
6.11.1. Материалы для деталей насоса должны быть в соответствии с
требованиями Приложения Н, за исключением материалов,
превосходящих по качеству или альтернативных материалов, которые
рекомендуются для работы Поставщиком, должны быть перечислены в
листах технических данных. Материалы вспомогательных трубопроводов
указаны в п. 7.3. Покупатель оговорит класс материалов насосов на
основе приложения Н, которые подходят для данного назначения.
Таблица G-1, Приложение G - это руководство, показывающее классы
материалов, которые могут подходить к различным назначениям. Детали
насосов, обозначенные как материалы “полного соответствия» в
Таблице Н-1 Приложения Н должны соответствовать требованиям
промышленных спецификаций, перечисленных для материалов в
Таблице Н-2. Детали насосов, не обозначенные как «материалы полного
соответствия» в Н-1 должны иметь нужный химический состав, но они не
должны отвечать другим требованиям перечисленных промышленных
спецификаций.
Примечание: Приложение Н в данном стандарте отличается от
приложения стандарта API 610 как по обоим оговоренным компонентам,
так и по обозначению класса материала.
6.11.2. В предложении материалы должны быть четко
идентифицированы с помощью их применяемых стандартных
промышленных номеров, включая тип материала (см. Приложение Н).
Если такого наименования нет, то в предложение необходимо включить
спецификации на материалы Продавца с физическими свойствами,
химическим составом и требованиями к испытанию.
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Раздел 6.11.3 - 6.15.5
6.11.3 Поставщик должен определить методики дополнительных
испытаний и проверок, необходимых для того, чтобы
гарантировать, что материалы удовлетворяют своему
предназначению. Такие испытания и проверки должны быть
перечислены в предложении. Покупатель может рассмотреть их,
указав дополнительные испытания и проверки, особенно для
материалов, используемых для критических деталей.
6.11.4 Если необходимо изготовить детали из аустенитной
нержавеющей стали, подвергающиеся воздействию условий,
способствующих межкристаллитной коррозии, наваренные
твердым сплавом, наложенные или ремонтируемые с помощью
сварки, эти детали должны изготавливаться из
низкоуглеродистых или стабилизированных сортов стали. •
Примечание: Накладки или наваренные твердым сплавом -
поверхности, содержащие более 0,10 процентов углерода, могут
повышать чувствительность как низкоуглеродистых, так и
стабилизированных сортов аустенитной стали, если только не
наносится буферный слой, не чувствительный к
межкристаллитной коррозии.
6.11.5 Материалы, показатели отливки и качество любого сварного шва
должны соответствовать требованиям Части VIII, Раздел 1
стандарта ASME. Как указано в стандарте, никакая отчетность от
изготовителя по полученным данным не требуется.
6.11.6 Когда это определено, для деталей оболочки под давлением,
рабочих колес и валов поставщик должен предоставлять данные
по химическому составу и механическим свойствам по той
плавке, из которой поставляется материал.
6.11.7 Покупатель определит любые корродирующие агенты,
присутствующие в технологических жидкостях и в окружающей
среде, включая составляющие, которые могут вызвать
коррозионное растрескивание под напряжением.
Примечание: Типовые агенты, вызывающие беспокойство, это
амины, хлориды, цианиды, фториды и нафтеновая кислота.
6.11.8 Более мелкие, не идентифицируемые, детали (такие как гайки,
пружины, шайбы, прокладки и шпонки) должны иметь
устойчивость к коррозии как минимум равную той, что указана
для специфицированных деталей в аналогичной среде.
Материал прокладок и уплотнений между валом и втулкой вала
под набивкой или механическое уплотнение должны проверяться
поставщиком на предмет соответствия условиям среды.
Примечание: В случае, если разнородные материалы со
значительно различающимися электрическими потенциалами
соприкасаются в присутствии электролитического раствора,
могут создаваться гальванические пары, что может привести к
серьезной коррозии менее благородного материала. Если такие
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Раздел 6.11.3 - 6.15.5
условия существуют, покупатель и поставщик должны выбрать
материалы в соответствии со Справочником инженера по •
коррозии NACE (Национальная ассоциация инженеров-
коррозионистов).
6.11.9 Там, где используются сопрягаемые детали, как например .
шпильки и гайки, из аустенитной нержавеющей стали или
материалы с аналогичными тенденциями к коррозионному
истиранию, их необходимо смазывать подходящим
противозадирным составом с соответствующими
температурными характеристиками и совместимым с
жидкостями, с которыми он соприкасается.
Примечание: Показатели нагрузки, создаваемой крутящим
моментом, будут значительно различаться в случае
использования противозадирного состава и без него.
6.11.10 Прессованные детали, такие как защитные оболочки, с более,
чем 5 процентами холодной обработки, должны подвергаться
снятию напряжения в целях сокращения коррозионного
растрескивания под напряжением.
6.11.11 Покупатель укажет наличие и концентрацию H2S и воды в
технологической жидкости. Как определено в NACE MR0175,
материалы с пределом текучести свыше 620 Н/мм2 или
твердостью по Роквеллу свыше С22 не должны использоваться
•для следующих деталей, если они будут подвергаться
воздействию высокосернистой среды (влажная H2S).
а.	Оболочка под давлением.
б.	Линия валов (включая увлажненные гайки вала)
в.	Рабочие колеса
г.	Увлажненные болтовые соединения
Приведенные ниже пункты 1-3 применяются в присутствии
влажной H2S:
1.	Ограничения по пределу текучести и твердости, указанные
выше, могут изменяться в соответствии с NACE MR0175.
2.	Допускается использование сменных колец для компенсации
износа, твердость которых по Роквеллу должна превышать
С22 для обеспечения соответствующей работы насоса. В
случае, если это согласовано покупателем, вместо
обеспечения сменными кольцами для компенсации износа,
твердость изнашивающихся поверхностей может повышаться
с помощью нанесения соответствующего покрытия.
3.	Увлажненные детали, подвергающиеся сварке, включая
сварку при изготовлении и сварку прихваточным швом
(например, сменные кольца для компенсации износа),
должны, при необходимости, подвергаться снятию
напряжения для того, чтобы как сварные швы, так и
околошовные зоны соответствовали требованиям к пределу
текучести и твердости, указанным в данном параграфе.
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Раздел 6.11.3 - 6.15.5
6.11.12 Низкоуглеродистая сталь может быть чувствительна к
зазубринам и подвержена хрупкому излому при температурах
окружающей среды или при низких температурах. Поэтому,
допускается использование только полностью спокойной
нормализованной стали, изготовленной по технологии малой
зернистости. Использование стали,-изготовленной по технологии
крупной зернистости аустенитных частиц (как, например, ASTM А
515), не допускается.
6.12	ЛИТЫЕ ИЗДЕЛИЯ
6.12.1 Литые изделия должны быть прочными и обычно не имеющими
пористости, горячих надрывов, усадочных отверстий, отверстий
от дутья, трещин, окалины, вспучиваний и прочих дефектов,
ухудшающих качество. Поверхности литых изделий должны быть
очищены с помощью пескоструйной обработки, дробеструйной
обработки, химической очистки или любым другим стандартным
методом для того, чтобы соответствовать требованиям MSS-SP-
55 по визуальному контролю. Ребра, оставшиеся от разъема
литейной формы, и следы литников и отверстий в верхней части
изложницы, должны быть сколоты, обработаны напильником или
ровно отшлифованы.
6.12.2 Использование жеребеек при литье под давлением должно быть
сведено к минимуму. Жеребейки должны быть чистыми и
свободными от коррозии (допускается плакирование) и иметь
состав, совместимый с литым изделием. Жеребейки не должны
использоваться при отливке рабочих колес.
6.12.3 Литые изделия из железа, находящиеся на границе давления, и
литые изделия рабочего колеса не должны подвергаться
ремонту с помощью сварки, зачеканиванию, тампонажу, обжигу
или пропитке, за исключением следующего:
Свариваемые сорта стальных литых изделий могут
ремонтироваться с помощью сварки, с использованием
квалифицированной процедуры сварки на основе требований 
применяемой спецификации на материалы, и
квалифицированной в соответствии с Частью IX стандарта
ASME. Результаты ремонта, проведенного с помощью сварки,
должны проверяться в соответствии с тем же стандартом
качества, что используется и для проверки литых изделий.
6.12.4 Полностью закрытые пустоты, включая пустоты, закрытые
заглушками, не допускаются.
6.12.5 Когда это определено, методики ремонта литых изделий должны
представляться на утверждение покупателя. -
6.13	СВАРКА
6.13.1 Сварка трубопроводов, деталей, находящихся под давлением, и
увлажненных деталей, а также сварка разнородных металлов и
ремонт таких деталей с помощью сварки должны выполняться и
проверяться операторами и по методикам, квалифицированным
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Раздел 6.11.3-6.15.5
в соответствии с Частью VIII, Раздел 1 и Частью IX стандарта
ASME.
6.13.2 Поставщик несет ответственность за проверку всех ремонтных
работ и ремонтных сварных соединений для того, чтобы
гарантировать, что они прошли соответствующую термическую
обработку и испытание без разрушения образца на прочность и
соответствие применяемым квалификационным процедурам
(см.6.11.5 и 6.12.3). Ремонтные сварные соединения должны
быть испытаны без разрушения образца по той же методике,
что используется и для первоначальной квалификации детали.
6.13.3 Если не указано иначе, все сварочные работы кроме тех, что
включены в Часть VIII, Раздел 1 стандарта ASME и ANSI/ASME
В31.3, такие как сварочные работы на плите основания, системе
трубопроводов, не находящихся под давлением, обшивке и
пультах управления, должны выполняться в соответствии с
ANSI/AWS D1.1 или по варианту поставщика, в соответствии с
требованиями, предъявляемыми к деталям насоса,
содержащим давление.
6.13.4 Оболочки под давлением, выполненные из кованных
материалов или сочетаний кованных и литых материалов,
должны соответствовать условиям, определенным в пунктах
6.13.4.1 - 6.13.4.4. Эти требования не относятся к соединениям
оболочки'(см. 6.4.3 и 6.13.5).
6.13.4.1 Края плиты должны быть проверены с использованием метода
магнитных частиц или проникающих жидкостей, в соответствии
с требованиями Части VIII, Раздел 1, UG-93(d)(3) стандарта
ASME.
6.13.4.2 Доступные поверхности сварных соединений должны
проверяться с использованием метода магнитных частиц или
проникающих жидкостей после скалывания или шлифовки, и
вновь после термической обработки после сварки или, для
аустенитной нержавеющей стали, после термической
обработки на твердый раствор.
6.13.4.3 Сварные соединения, находящиеся под давлением, включая;
сварные соединения корпуса с горизонтальными и
. вертикальными соединительными фланцами и сварные
соединения узлов рубашки/ротора герметичного двигателя или
защитных оболочек, должны быть швами, полученными
сваркой полным оплавлением, с полным проплавлением
основного металла.
6.13.4.4 Изготовленные оболочки должны пройти термическую
обработку после сварки в соответствии с требованиями Части
VIII, Раздел 1 стандарта ASME. Там, где необходимо
обеспечить стабильность габаритов такой детали оболочки для
соблюдения целостности работы насоса, термическая
обработка после сварки должна выполняться независимо от
толщины.
6.13.5 Соединения, привариваемые к оболочке под давлением,
должны устанавливаться так, как указано в пунктах,6.13.5.1 -
 6.13.5.6.
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Раздел 6.11.3 - 6.15.5
6.13.5.1 Присоединение всасывающих и нагнетательных патрубков
должно осуществляться швами, полученными сваркой полным-
оплавлением, с полным проплавлением основного металла.
Требуются фланцы со сварной шейкой. Разнородность
свариваемых деталей не допускается.
6.13.5.2 Вспомогательные трубопроводы, привариваемые к оболочке из
легированной стали, должны быть из материала с теми же
номинальными свойствами, что и материал оболочки, или
должны быть из низкоуглеродистой аустенитной нержавеющей
стали. С согласия покупателя могут использоваться другие
матери алы, со в м ести м ы е с м атер и а л о м об ол оч ки и сред ой
применения.
6.13.5.3 Если требуется термическая обработка, сварка трубопроводов
должна выполняться до того, как деталь подвергнется
термической обработке.
6.13.5.4 Когда это определено, предлагаемые конструкции соединений
должны быть представлены покупателю на согласование до
изготовления. Чертеж должен показывать конструкцию, размер,
материалы сварных соединений и термическую обработку
перед сваркой и после сварки.
6.13.5.5 Все сварные соединения должны пройти термическую
обработку методами, описанными в Части VIII, Раздел 1, UW-40
стандарта ASME.
Примечание: Высоколегированные материалы, соединенные в
предварительные узлы (т.е. рубашки в узлах статора и
защитные оболочки) швами, полученными сваркой полным
оплавлением, могут не подвергаться снятию напряжения и
термической обработке после сварки, в соответствии с Частью
VIII ASME.
6.13.5.6 Покупатель определит, когда потребуются следующие
.дополнительные методы проверки:
а.	Дефектоскопия сварных швов вспомогательных соединений
методом магнитных частиц или проникающих жидкостей.
б.	Ультразвуковая или радиографическая дефектоскопия
любых сварных соединений оболочки.
6.14 НИЗКАЯ ТЕМПЕРАТУРА
6.14.1 Для того, чтобы избежать хрупкого излома во время
эксплуатации, технического обслуживания,транспортировки,
монтажа и испытаний, необходимо следовать хорошей
практике проектирования в области выбора методов
изготовления, процедур сварки и материалов для
поставляемых поставщиком стальных деталей, удерживающих
давление, которые могут подвергаться воздействию
температур, ниже точки перехода из пластичного состояния в
хрупкое.
6,14.2 Все удерживающие давление стали, применяемые при.
определенной минимальной проектной температуре металла
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Раздел 6.11.3 - 6.15.5
(6.14.5) ниже -30°С (-20°F), требуют проведения испытания на
удар по Шарпи с использованием V-образного надреза как
основного метала, так и сварного соединения, если только они
не исключены в соответствии с требованиями параграфа UHA-
.51 Части VIII, Раздел 1 стандарта ASME. Результаты
испытания на удар должны отвечать требованиям параграфа
UG-84 стандарта.
6.14.3 Удерживающие давление детали из углеродистой и
низколегированной стали, применяемые при определенной
минимальной проектной температуре (6.14.5) между-30°С (-
------ 20°F) и 40°С (100°F), должны подвергаться испытаниям на
удар в соответствии с пунктами 6.14.3.1 и 6.14.3.2.
6.14.3.1 Испытания на удар не требуются для деталей, с
определяющей толщиной (6.14.5) 25 мм (1 дюйм) или меньше.
6.14.3.2 Отмена испытаний на удар для деталей с определяющей
толщиной (6.14.4) свыше 25 мм (1 дюйм) должна
устанавливаться в соответствии с параграфом UCS-66 Части
VIII. Раздел 1 стандарта ASME. Кривая А должна
использоваться для всех материалов из углеродистой и
низколегированной стали (включая литые изделия), которые
особо не указаны для кривых В, С или Д. Минимальная
проектная температура металла без испытаний на удар может
быть уменьшена, как показано на рисунке UCS-66.1. Если
материал не исключен, результаты испытания на удар по
Шарпи с использованием V-образного надреза должны
соответствовать минимальным требованиям к энергии удара,
указанным в параграфе UG-84 стандарта ASME.
6.14.4 Определяющая толщина, используемая для определения
требований к испытанию на уДар, должна быть больше
приведенных ниже значений:
а.	Номинальной толщины наибольшего соединения,
сваренного встык.
б.	Наибольшего номинального сечения оболочки под
давлением, за исключением:-
1.	Сечений конструкционных опор, таких как стойки или
бобышки.
2.	Сечений с увеличенной толщиной, необходимой для
жесткости с целью подавления прогиба вала.
3.	Конструкционных сечений, необходимых для
присоединения или включения механических деталей,
таких как кожухи или уплотняющие камеры.
в.	Одной четвертой номинальной толщины фланца (как
признание того, что преобладающее напряжение фланца не
является мембранным напряжением).
6.14.5 Покупатель определит минимальную проектную температуру
металла, используемую для установки требований к испытанию
на удар.
Примечание: Обычно, это будет низшая из минимальных
температур окружающей среды или минимальная температура
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Раздел 6.11.3 - 6.15.5
перекачки жидкости. Однако, покупатель может определить
минимальную проектную температуру металла на основе свойств
подачи насоса, таких как автоохлаждение при пониженном .
давлении.
6.15 ПАСПОРТНЫЕ ТАБЛИЧКИ И СТРЕЛКИ НАПРАВЛЕНИЯ
ВРАЩЕНИЯ
6.15.1 Паспортная табличка должна крепиться на оборудовании в таком
месте, где она хорошо видна, а также на других крупных узлах
вспомогательного оборудования.
'6.15.2 На паспортной табличке должна быть оттиснута следующая
информация, приводимая в единицах измерения, совпадающих с
листами данных:
а.	Номер изделия покупатели.
б.	Габариты и номер модели поставщика.
в.	Серийный номер насоса. •
г.	Мощность/
д.	Высота подачи насоса.
е.	Давление гидростатического испытания корпуса насоса.
ж.	Скорость вращения.
з.	Максимально допустимое рабочее давление.
и.	Температура, являющаяся основой для максимально
допустимого рабочего давления.
Примечание: Дополнительные требования к данным,
указываемым на паспортной табличке, приведены в пункте
9.1.1.8 (насос с.электромагнитным приводом) и 9.2.5
(герметичные электронасосы).
6.15.3 В дополнение к оттиску на паспортной табличке, серийный номер
насоса должен быть отчетливо и постоянно указан на корпусе
насоса.
6.15.4 Стрелки направления вращения должны быть отлиты на каждой
крупной единице вращающегося оборудования или
прикрепляться к нему в таком месте, где они хорошо видны.
6,15.5 Паспортные таблички и стрелки направления вращения (если
прикрепляются к оборудованию) должны быть выполнены из
аустенитной нержавеющей стали или из медно-никелевого
сплава (Монель или аналогичный). Болты для крепления должны
быть из того же материала. Сварка не допускается.
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Раздел 7
7.	ПРИНАДЛЕЖНОСТИ
7.1.	ДВИГАТЕЛИ
Примечание: Требования к двигателям, приведенные в настоящем разделе, относятся,
как к герметичным электронасосам , так и к насосам с электромагнитным приводом.
См. раздел 5.2.2 для дополнительных требований, предъявляемых к двигателям герме-
тичных электронасосов.
7.1.1.	Мощность двигателя должна задаваться в соответствии с требованиями макси-
мальных значений параметров рабочих условий, включая все связанные с ними поте-
ри, и должна соответствовать применимым техническим условиям, указанным в тех-
нических требованиях запроса, спецификациях и в заказе. Двигатель должен обеспе- 
чивать удовлетворительную работу для указанных условий установки и площадки.
7.1.2.	Необходимо учитывать ожидаемые изменения процесса, которые могут повли-
ять на определение мощности двигателя (такие как изменение давления, температуры
или характеристик транспортируемой жидкости, а также особые условия пуска в экс-
плуатацию установки.
7.1.3.	Необходимо учесть условия запуска ведомого оборудования; покупатель и .про-
давец должны согласовать способ запуска. Характеристики пускового крутящего мо-
мента должны превышать скоростные характеристики ведомого оборудования.
7.1.4.	Мощность двигателей задается согласно 7.1.4.1 и 7.1.4.2.
7.1.4.1.	Номинальные мощности двигателей, включая коэффициент динамической на-
грузки (если имеется), должны быть по меньшей мере равными величине мощности
для расчетных условий, приведенных в табл. 4. Однако мощность для расчетных ус-
ловий не должна превышать мощность, указанную на паспортной табличке. Если об-
наруживается, что эта процедура приводит к излишнему увеличению мощности дви-
гателя, покупателю на утверждение необходимо предложить альтернативный вариант'
решения.	•
Таблица 4 - Номинальные мощности приводов двигателей
Номинальная мощность, указанная на паспортной табличке Процент номинальной :
КВт л.с мощности насоса
<22	<30	125
22-55	30-75	115
>55	>75	ио
7.1.4.2.	Когда указано в заказе, мощность двигателя должна определяется так, чтобы
покрыть максимальную мощность рабочего колеса.
7.1.5.	Двигатели должны проектироваться для условий работы при расчетных нагруз-
ках и частоте, с отклонением напряжения в пределе не более/не менее 10 % от номи-
нального.
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Раздел 7
7.1.6.	Двигатели должны проектироваться для условий работы при расчетных на-
 грузке и напряжении, с колебаниями частоты в пределе плюс/минус 5 процентов от
номинальной.
7.1.7.	Двигатели должны проектироваться для условий работы при расчетной нагруз-
ке, в сочетании колебаний напряжения и частоты в пределе 10 процентов выше или
ниже номинальных напряжения и частоты, при условии что колебания частоты не
превышают 5 процентов.
7.1.8.	Если покупатель при заказе указал пониженные напряжения, необходимо со-
блюдать'-предъявляемые к-пусковому моменту
ряться до достижения полной скорости с течение периода, согласованного между по-
купателем и продавцом.
Примечание: В большинстве вариантов применения, пусковое напряжение обычно
составляет 80 % от номинального, а время, необходимое для ускорения двигателя до
полной скорости, обычно составляет менее 15 секунд.
7.1.9.	Для двигателей с переменной скоростью продавец должен гарантировать полное
соответствие характеристик привода таким требованиям как охлаждение двигателя,
передача формы сигналаУгармоник, механическая целостность ротора и достаточность
крутящего момента для запуска и сохранения режимных параметров.
7.1.10.	Для двигателей с переменной скоростью продавец должен идентифицировать и
поставить любые стабилизаторы на входе и выходе линии, которые могут быть необ-
ходимыми для надежной работы насоса и системы электроснабжения, к которым бу-
дет подключен двигатель при всех режимных параметрах.
Г.2. ОСНАЩЕНИЕ ПРИБОРАМИ И ОРГАНАМИ УПРАВЛЕНИЯ
7.2.1.	Общие положения
7.2.1.1.	Если при заказе не указано иное, приборы и органы управления должны быть-
пригодными для наружной установки.
7.2.1.2.	Там где применимо, приборы и органы управления должны соответствовать
API RP 551.
7.2.1.3.	Все желоба электропроводки должны быть рассчитаны и установлены таким
образом, чтобы их можно было, легко снять, не нанося повреждения, и размещены та-
ким образом, чтобы не препятствовать снятию подшипников или внутренних частей
двигателя.
7.2.1.4.	Если заказана, должна быть поставлена панель со смонтированными на ней
приборами контроля ведомого оборудования и привода. Такие панели должны быть .
спроектированы и изготовлены согласно описанию покупателя. Покупатель должен
указать, должна ли панель быть автономной, располагаться на раме устройства или в
другом месте. Необходимо предусмотреть нажимную кнопку контрольной лампы. По-
купатель должен указать приборы, монтируемые на панели.
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Раздел 7'
7.2.1.5.	Панели должны быть полностью собраны, кроме выполняемого покупателем
соединения с наружной трубой обвязкой и подключения к цепям проводников. Когда
на установке необходимо предусмотреть более одной точка для подключения орга-
нов управления или приборов, необходимо предусмотреть прокладку проводки к каж-
дому переключателю или прибору от отдельной коробки выводов с клеммами на уст-
ройстве (или на его основании, если имеется). Проводку необходимо выполнять в ме-
таллических желобах или корпусах. Для идентификации все проводники и клеммы
клеммной колодки должны быть промаркированы.
7.2.1.6.	Если при заказе не указано иное, все приборы и органы управления кроме сен-
сорных отключающих устройств должны быть снабжены вентилями для обеспечения
возможности их замены в процессе работы системы. Если в заказе указаны запорные
вентили для сенсорных отключающих устройств, продавец должен обеспечить сред-
ство для блокировки клапанов в разомкнутом положении.
7.2.2.	Приборное оснащение
7.2.2.1.	Индикация температуры
7.2.2.1.1.	Указатели температуры со шкалой кругового типа должны отвечать сле-
дующим требованиям:
а.	Конструкция для тяжелых режимов работы, устойчивая к воздействию коррозии.
б.	Биметаллический или заполненный жидкостью элемент.
в.	Диаметр круговой шкалы 100 мм (4,5 дюйма) или больше.
г.	Черная маркировка на белом фоне шкалы.
7.2.2.1.2.	Термочувствительный элемент, обычно контактирующий с процессом, или с
линиями под давлением, или заполненными водой линиями должен быть оснащен от-
дельными термопарокарманами из цельного прутка, % NPS (стандартного размера
трубу), и выполняться из аустенитной нержавеющей стали или другого материала,
более совместимого с жидкостью.
7.2.2.1.3.	Там где возможно, конструкция и размещение термопары и резистивные
датчики температуры должны обеспечивать возможность замены во время работы
устройства. Токоподводящие проводники термопары и резистивных датчиков темпе-
ратуры необходимо устанавливать как непрерывные проводники между термопаро-
карманами или датчиком и коробкой выводов.
7.2.2.1.4.	Если в заказе не указано иное, резистивные датчики температуры должны
быть выполнены из платины, 6 мм (0,25 дюйма) рассчитаны на сопротивление 100 Ом,
иметь трехпроводниковую конфигурацию корпуса 316 SS с байонетным подпружини-
ванием.
7.2.2.2.	Манометры
7.2.2.2.1.	Манометры должны отвечать следующим требованиям:
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Раздел 7
а.	Трубчатые пружины манометра - из аустенитной нержавеющей стали.
б.	Круговые шкалы 100 мм (4,5 дюйма) на давления до 5,5 Мпа (800 пси) или выше.
в)	Вилочная часть соединителя - из легированной стали 'Л NPS .
г)	Черная маркировка на белом фоне шкалы.
д)	Стандартное рабочее давление - 50-70 процентов диапазона шкалы манометра.
е)	Максимальное значение показания шкалы должно быть меньше применяемого ус-
тановленного значения перепускного клапана плюс 10 процентов.
ж)	Наличие устройства, например дисковой' вставки или обратной продувки, предна-
значенной для сброса давления.
7.2.2.2.2.	Если шсазано в заказе, для мест, подверженных воздействию вибрации, по-
ставляются жидкостные манометры.
7.2.2.3.	Вибрация и система позиционного датчика.
7.2.2.З.1.	Если указано в заказе, должны быть поставляться, устанавливаться и испы-
тываться датчики вибрации и аксиального положения согласно стандарту API 670.
7.2.2.3.2.	Если указано в заказе, должны быть поставлены и поверены мониторы виб-
рации и аксиальной позиции согласно стандарту API 670.
7.2.2.3.3.	Если указано в заказе, должен быть поставлен монитор температуры под-
шипника и поверен согласно стандарту API 670.
7.2.2.3.4.	Если указано в заказе, должен быть поставлен механический, гидравличе-
ский или электрический датчик износа подшипника, устанавливаемый внутри камеры
давления, который должен указывать внешне радиальный и/или аксиальный износ
смазываемых продуктом подшипников.
7.2.2.4.	Оснащение приборами защиты
7.2.2.4.1.	Если указано в заказе, необходимо предусмотреть приборы защиты/контроля
режимных параметров. Рекомендуется включать следующие приборы:
а.	Контроля мощности насоса для обнаружения сухого режима работы насоса и нару-
шения связи электромагнитного привода.
б.	Контроля утечек в зонах вторичного загрязнения для обнаружения загрязненной
оболочки или утечки в линии для всех насосов, работающих с легковоспламеняющи-
мися, опасными или высоко коррозионными текучими средами (см. 7.2.2.4.3).
в.	Контроль температуры текучей среды, циркулирующей в камере ротора.
<7.2.2.4.2. Если указано в заказе, мощность двигателя должна контролироваться ватт-
метром двигателя. Продавец должен указать стандартный и рекомендуемый сигнал
тревоги и условия отключения.
7.2.2.4.3.	Если указано в заказе, утечка в камеру вторичного давления Должна контро-
лироваться подходящими приборными средствами, смонтированными и размещенны-
ми согласно Приложению Е.
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Раздел 7
а.	Для перекачиваемой жидкости с относительно низким давлением пара, (таким, что
может скапливаться утечка при атмосферном давлении и температуре окружающей
среды), можно установить оптический датчик влажности и смотровое стекло в зоне
камеры вторичного давления.
б.	Для перекачиваемой жидкости с относительно высоким давлением пара (таким, что
утечка не будет скапливаться при атмосферном давлении и температуре окружающей
среды) необходимо установить реле давления в секции камеры вторичного давления,.
Для создания обратного давления необходимо применять герметизирующее устрой-
ство для активации реле давления;
7.2.2.4.4.	Все приборные средства, входящие внутрь камеры вторичного давления
должны быть рассчитаны на максимальное расчетное давление.
7.2.3.	Аварийные сигналы и отключения
7.2.3.1.	Необходимо точно определять требования к поставке систем аварийной сигна-
лизации/отключения для продавца.
7.2.3.2.	Каждый переключатель системы аварийной сигнализации и каждый переклю-
чатель системы отключения должен быть заключен в отдельный кожух, расположен-
ный таким образом, чтобы обеспечить доступ для проверки и технического обслужи-
вания. Если не указано иное, необходимо использовать герметичные однополюсные
двухходовые переключатели минимальной мощностью 5 ампер при I20B переменного
тока и 0,5 ампера при 120 вольт постоянного тока. Нельзя использовать ртутные пере-
ключатели.
7.2.3.3.	Если при заказе не указано иное, продавец должен поставить электрические
переключатели, которые размыкаются (снимают напряжение) для включения сигнала
тревоги и замыкаются (запитываются) для отключения. -
7.2.3.4.	Установленные значения включения аварийного сигнала и отключения не
должны регулироваться извне корпуса. Переключатели системы аварийной сигнали-
зации и выключатели расцепляющей ' катушки размещаются таким образом, чтобы
обеспечить возможность проверки цепей управления, включая' где возможно, испол-
нительный элемент, без прерывания нормальной работы оборудования. Продавец дол-
жен обеспечить ясно видимую на панели световую сигнализацию, указывающую,
когда цепи размыкания находятся в испытательном переводном режиме. Если при за-
казе не указано иное, необходимо предусмотреть систему отключения с переключа-
телями или иными аналогичными средствами для выполнения тестирования без от-
ключения установки.
7.2.3.5.	Элементы, чувствительные к давлению, должны быть выполнены из нержа-
веющей стали типа 300. Системы аварийной сигнализации низкого давления, которые
активируются падением давления, должны, быть оборудованы спускными клапанами .
или выпускными соединениями, позволяющими выполнять управляемый сброс давле-
ния таким образом , чтобы оператор мог увидеть аварийное значение давления на со-
ответствующем манометре. Системы аварийной сигнализации высокого давления, ко-
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Раздел 7
торые активируются подъемом давления, должны быть оборудованы вентильными
испытательными соединениями таким образом, чтобы для подъема давления можно
было использовать переносной насос для гидравлических испытаний.
7.2.3.б.	Вместе с коммерческим предложением продавец должен предоставить полное
описание систем аварийной сигнализации и отключения, которые необходимо преду-
смотреть.
7.2.4.	Электрические системы
7.2.4.1.	Характеристики источников электроснабжения двигателей, нагревательного
оборудования и приборов должны указываться покупателем.
7.2.4.2.	Электропроводка в границах опорной плиты должна быть устойчивой к воз-
действию масла, тепла, влаги и трения. В границах опорной плиты и других зонах,
подверженных воздействию вибрации, необходимо использовать многожильные про-
вода. Электропроводка измерительных цепей и дистанционного пульта управления
может быть выполнена одножильным проводом. Необходимо использовать изоляцию
из термопласта, покрытую неопреном или эквивалентную указанным изоляцию для
обеспечения сопротивления трению. Электропроводка должна соответствовать тем-
пературному диапазону, в котором она будет эксплуатироваться.
7.2.4.3.	Все выводы на клеммных колодках, переключателях и приборах должны быть
устойчиво промаркированы для идентификации. Все контактные колодки, соединяю-
щиеся с коробками и панелями, должны иметь не менее 5 запасных конечных выво-
дов.
7.2.4.4.	Для облегчения технического обслуживания необходимо предусмотреть дос-
таточной величины зазоры для всех элементов оборудования под напряжением (таких
как контактные колодки и реле). Зазоры, необходимые для оборудования на 600 вольт,
также должны быть предусмотрены и для более низких напряжений. Для защиты от
возможного прикосновения необходимо предусмотреть кожухи для всех находящихся
под напряжением элементов.
7.2.4.5.	Электрические материалы, включая изоляцию, должны быть устойчивыми к
воздействию коррозии и насколько возможно негигроскопичным. При заказе тропиче-
ского варианта применения, материал должен быть подвергнут обработке, указанной в
5.2.4.5.1 И5.2.4.5.2.
7.2.4.5.1.	Части (такие как катушки и обмотки) должны быть защищены от поражения
грибком.
7.2.4.5.2.	Неокрашенные поверхности должны быть защищены от коррозии путем на-
несения покрытия или другого подходящего покрытия.
7.2.4.б.	Электропроводка (включая провода температурных элементов) в пределах ос-
нования должны устанавливаться в жестких металлических желобах и коробках, пра-
вильно закрепленных скобами в целях уменьшения вибрации и изолированными или
экранированными для предотвращения влияния полей различного уровня напряже-
ний. Желоба могут оканчиваться (и, в случае головок температурных элементов,
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Раздел 7
должны оканчиваться) гибким металлическим желобом, достаточно длинным, чтобы
обеспечить доступ для технического обслуживания без снятия желоба.
7.2.4.7.	Для участков секции 2, гибкие металлические каналы должны иметь наруж-
ную термоактивную рубашку или рубашку из теромопластика и утвержденного типа
оснащение. Для участков секции 1 необходимо предусмотреть утвержденный NFPA
соединитель.
7.2.4.8.	Цепи переменного и постоянного тока должны быть четко промаркированы,
подключены к отдельным клеммным колодкам и изолированы друг от друга.
7.3. СИСТЕМА ТРУБ И ПРИСПОСОБЛЕНИЯ
7.3.1.	Общие сведения
7.3.1.1.	Вспомогательные системы определены как системы трубной обвязки, исполь-
зуемые для:
а.	Вспомогательных технологических жидкостей.
б.	Пара.
в.	Охлаждающей воды.
Вспомогательные системы должны соответствовать требованиям Табл. 5.	
Примечание: Подключение корпусов рассматривается в п. 6.4.3.	-	'
7.3.1.2:	Системы трубной обвязки должны включать трубы, арматуру, отсекающие,
регулирующие клапаны, редукторы давления, диафрагмы, термометры и карманы
термопар, манометры, смотровые индикаторы расхода и связанные с ними выпускные
и спускные отверстия, показанные на схеме в Приложении D.
7.3.1.3.	Если не указано иное, системы трубной обвязки должны быть полностью
смонтированы и установлены.
7.3.1.4.	Продавец должен поставить все системы трубной обвязки, включая смонтиро-
ванные составные части, размещаемые в границах рамы.
7.3.1.5.	Конструкция системы трубной обвязки должна служить достижению следую-
щих целей:
а.	Правильной поддержке и защите от повреждений при вибрации или при отгрузке,
работе и техническом обслуживании.
б.	Соответствующей гибкости и обеспечению нормальной работы, технического об-
служивания и повсеместной очистки.
в.	Установке в аккуратном и хорошо организованном окружении, адаптированном к
контуру машины без преграждения доступа.
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Раздел 7
г.	Устранению воздушных карманов обеспечением правильной конфигурации трубо-
провода или оборудованием отверстий в высоких точках.
д.	Полному7 стоку через низкие точки без разборки системы труб.
е.	Подключению каждой системы трубной обвязки к одному впускному или выпуск-
ному соединению покупателя на краю опорной плиты
7.3.1.6.	Конструкция трубопровода, материалы, совместное производство, осмотр и
проверка должны выполняться согласно ANSI/ASME ВЗ1.3.
7.3.1.7.	Во время сборки системы, перед проверкой, каждый элемент (включая зали-
тые вставки этих элементов) необходимо очистить химическим или иным подходя-
щим способом для удаления инородных материалов, продуктов коррозии и вторичной
окалины. Предпочтительней, трубные обвязки должны производиться путем изгиба-
ния и сварки в целях сведения к минимуму использования фланцев и арматуры.
Сварные фланцы допускаются только-в местах выполнения соединений, на краю лю-
бой рамы, а также в целях обеспечения простоты технического обслуживания. При-
менение фланцев в других точках допустимо только по специальному разрешению
покупателя. Применять резьбовые или накидные фланцы не разрешается. Кроме Т-
образных деталей и переходных муфт, сварную арматуру разрешается применять
только для усиления установки труб в перегруженных зонах.. Резьбовые, соединения
необходимо свести к минимуму. Трубные втулки не должны применяться.
7.3.1.8.	Резьбы на трубах должны быть коническими, согласно ANSI/ASME В1.20.1.
Резьбы на трубах согласно ISO 228, часть 1, являются приемлемой альтернативой, ко-
гда этого требуют местные стандарты (6.4.3.8.3). Фланцы должны соответствовать
требованиям ISO 7005 (ANSI/ASME). Конусные фланцы разрешается применять толь-
ко после получения специального разрешения покупателя. Для сварных конструкций
муфт необходимо оставлять зазор 1,5 мм (0,006 дюйма) между концом трубы и ниж-
ней частью муфты.
Таблица 5 - Минимальные требования, предъявляемые к материалу труб
Система	Вспомогательная тех- нологическая жидкость		Пар		Охлаждающая вода	
	Негорю- чая /безо- пасная	Горючая /опасная	< 500 kPa (< 75 psig).	> 500 kPa ( > 75 psig)	Стандарт- ная	Нестан- дартная
Труб	Бесшовная’	Бесшовная’	Бесшовная’	Бесшовная8		ASTM А53, тип F, ре- жим  40, гальвани- зированная согласно ASTM Al 53
Насосно- компрес- сорных	ASTM А269 бес- шовная	ASTM А269. бес- шовная	ASTM А269 бес- шовная	ASTM А269 бес- шовная	ASTM . А269 . бес- шовная	
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Раздел 7
труб	Тип 316, из нержа- веющей сталиь	Тип 316, из нержа- веющей сталиь	Тип 316, из нержа- веющей сталиь	Тип 316, из нержа-. веющей сталиь	Тип 316, из нержа- веющей стали11	
Всех кла- панов	Класс 800	Класс 800	Класс 800	Класс 800	Класс 200, из бронзы	
Запорных и шаровых клапанов	Прикреп- • ленные болтами крышка и сальник	Прикреп- ленные болтами крышка и сальник	Прикреп- ленные болтами крышка и сальник	Прикреп- ленные болтами крышка и сальник		
Трубопро- водной и муфтовой арматуры	Цельноко- ванные, класс 3000	Цельно ко- ванные, класс 3000	Цельноко- ванные, класс 3000	Цельно ко- ванные, класс 3000	ASTM А338 и А 97, класс 150, ковкое железо гальвани- зированное по ASTM А153	
Трубопро- водной арматуры	Стандарт изготови- теля	Стандарт изготови- теля	Стандарт изготови- теля	Стандарт изготови- теля	Стандарт изготови- теля	-
Готовых к установке соедине- ний < 1 NPS (стандарт- ного раз- мера тру- бы)	Резьбовые	С прива- ренной муфтой	Резьбовые	С прива- ренной муфтой	Резьбовые	
> 1 !4 NPS (стандарт- ного раз- мера тру- бы)					По спе- цифика- ции поку- пателя	
Прокладки		Тип 316, из нержа- веющей стали, со спираль- ной на- моткой		Тип 316, из нержа- веющей стали, со спираль- ной на- моткой		
Болтовые соединения с буртиком		ASTM Al 93, сорт В7 ASTM А194, сорт 2Н		ASTM7 А193, 7 сорт В 7 ASTM Al94, сорт 2Н		
Примечание: трубные обвязки из .углеродистой стали, должны соответствовать требо-
ваниям ASTM А106, сорт В; ASTM А524: или АР Спецификация 5L, сорт А или В.
Арматура из углеродистой стали, клапаны и фланцевые, элементы должны соответст-
вовать ASTM АЗ 12, тип 316L, (См. соответствующие международные материалы -
Приложение А).
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Раздел 7
а Режим 80 для углеродистой стали, диаметр в дюймах от !4 NPS до 1 ’/г (стандарт-
ного размера трубы).
ь Приемлемыми размерами труб являются следующие (см. ISO 4200): 12,7 мм диаметр
х 1,66 мм стенка (1/2 дюйма диаметр х 0,065 дюйма стенка), 19 мм диаметр х 2,6 мм
стенка (3/4 дюйма диам. х 0,095 дюйма стенка), 25 мм диаметр х 2,9 мм стенка
(1 дюйм диаметр х 0,109 дюйма стенка).
7.3.1.9.	Системы трубной обвязки , поставляемые продавцом, должны изготовляться и
собираться в условиях цеха и должны быть обеспечены правильно выбранными опо-
рами. Отверстия болтов под фланцевые соединения должны не совпадать с линиями,
параллельными основной горизонтальной или вертикальной осевой линии оборудова-
ния.
7.3.1.10.	Минимальный размер любого соединения или трубопровода должен состав-
лять NPS.
7.3.1.11.	Соединения, трубные обвязки и фитинги со 1 % , 2 Уг, 3 !4, 5, 7 и 9 NPS нель-
зя использовать.
7.3.1.12.	Требования к болтовым соединениям п. 6.3.11 и 6.11.9 применимы к вспомо-
гательным трубным обвязкам.
7.3.1.13.	Заглушки с конической резьбой (длинный конический хвостовик) должны
быть выполнены из цельной полукруглой прутковой заготовки, в соответствии с
ANSI/ASME И16ю11 (6.4.3.8.1). Для случаев цилиндрической резьбы, указанных.в п.
6.4.3.8.3,	заглушки должны быть цельными, с шестигранными головками в соответст-
вии с DIN 910. Эти заглушки должны отвечать требованиям, предъявляемым к мате-
риалу корпуса. Резьба должна быть покрытой смазкой. Применять пластмассовые за-
глушки не разрешается.
7.3.2.	Вспомогательная трубная обвязка технологической жидкости.
7.3.2.1.	Вспомогательный трубопровод технологической жидкости включает линии
продувки и дренажные линии, линии для нагнетания жидкости извне, линии промы-
вочного газа и линии дегазационной промывки.
7.3.2.2.	Компоновка вспомогательного трубопровода технологической жидкости
должна соответствовать требованиям, приведенным в Приложении D.
7.3.2.3.	Элементы трубопровода должны иметь характеристики параметров давления-.
температуры по меньшей мере равные максимальному давлению на выкиде.и темпе-
ратуре корпуса насоса, но ни в коем случае не ниже указанных в ISO 7005 PN50
(класс ANSI 300 фунтов) для фланца при температуре окружающей среды (6.3.2). .
7.3.2.4.	Если корпус.насоса сделан из -сплава, трубопроводная обвязка и элементы,
подвергающиеся воздействию технологической .жидкости, должна обладать устойчи- .
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Раздел 7	'
востью к коррозии/эрозии равной или лучше чем у корпуса. В противном случае все
элементы должны быть стальными.
7.3.2.5.	Все элементы трубопроводной обвязки, поставляемые продавцом, которые
приведены в Приложении D, считаются подвергающимися воздействию технологиче-
ских жидкостей.
7.3.2.б.	Покупатель должен указать наличие хлоридов в концентрации выше 10 частей
на миллион. В этом случае выбор нержавеющей стали необходимо выполнять с осто-
рожностью.
7.3.2.7.	Просвет отверстия впуска/выпуска должен быть не менее 3 мм (0,12 дюйма) в
диаметре.	- . '
7.3.2.8.	Если в спецификацию включены клапаны, резьбовые вентиляционные и дре-
нажные соединения должны закрыты заглушками.
7.3.2.9.	Если предусмотрено нагревание или охлаждение, каждый элемент обменника
должен подходить для технологической жидкости и теплоносителя, воздействию ко-
торой он подвергается. ,
7.3.2.10.	Покупатель должен внести указать, необходимы ли фланцы.вместо сварных
конструкций муфт. На измерительных приборах разрешаются резьбовые соединения.
7.3.2.11.	Для первичных/' основных) номинальных параметров давления первичного .
обслуживания ISO (ANSI) выше PN150 (класс 900) клиновые задвижки, могут иметь
конструкцию с приваренной крышкой или. быть без крышки и с прикрепленный бол-
тами сальником; эти клапаны должны быть пригодными для смены набивки под дав-
лением.
7.3.2.12.	Манометры должны быть оснащены клиновыми и выпускными клапанами.
7.3.3.	Трубопровод подачи пара
На приборах разрешаются резьбовые соединения.
7.3.4.	Трубопровод охлаждающей воды
7.3.4.1.	Устройство трубопровода охлаждающей воды должно соответствовать При-
ложению D.
Примечание: Трубопровод охлаждающей, воды должен быть устроен как предписано в
п. 6.1.22.
7.3.4.3.	Если не задано иное, необходимо оснащение распределительными впускным и
выпускным клапанами.
 7.4. СПЕЦИАЛЬНЫЕ ИНСТРУМЕНТЫ
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Раздел 7
7.4.1. Если для монтажа и демонтажа или для выполнения технического обслужива-
ния установки необходимы специальные инструменты и приспособления, их необхо-
димо включить в предложение и поставлены как часть начальной поставки машины.
Для установок, состоящих из нескольких устройств, требование специальных инстру-
ментов и приспособлений должно быть взаимно оговорено между покупателем и про-
давцом. Эти или подобные специальные инструменты необходимо использовать во
время сборки в цеху и разборки оборудования после выполнения испытания,
7.4.2. Если предусмотрены специальные инструменты, они должны быть упакованы в
отдельные жесткие металлические ящики, на которые должны быть нанесена надпись:
специальные инструменты для (номер на ярлыке/номер позиции)”. На каждом инст-
рументе должно быть клеймо или ярлык, указывающий его предполагаемое примене-
ние.
сопротивлением
solid round head bar stock = цельная полукруглая прутковая заготовка
bar stock - прутковая заготовка
round head bar stock
CONDUIT 1. водовод; канал; акведук 2. труба, трубопровод 3. ЖЕЛОБ; лоток 4. ка- '
белепровод; кабельный канал 5, труба для электропроводки . .
terminal board щиток с зажимами; соединительный щиток; выходной (выводной)
щиток; контактная колодка
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Раздел 7
canned - герметичный
to size = определение мощности
canned motor pump - электронасос в оболочке
magnetic drive pump - насос с электромагнитным приводом
anticipated - допустимый;		•
задание размеров
speed-torque characteristic эл. механическая характеристика; зависимость скорости
вращения от момента
servive factor = коэффициент динамической нагрузки
rated conditions расчетные условия; расчетный режим
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Раздел 8
8 Проверка, испытания и подготовка к отгрузке
8.1	Общая часть
8.1.1 После того; как поставщик получает предварительное уведомле-
ние от покупателя, представитель покупателя должен получить
доступ на все предприятия поставщика и его субподрядчиков, где
ведется изготовление, испытание или проверка оборудования.
8.1.2 Поставщик должен уведомить своих субподрядчиков о требовани-
ях покупателя к проверке и испытаниям.
8.1.3 Поставщик должен заблаговременно уведомить покупателя о про-
ведении любой проверки или испытаний, которые были определе-
ны покупателем как мероприятия, на которых он должен присутст-
вовать или за которыми должен наблюдать.
8.1.4 Покупатель определит объем своего участия в проверке и испыта-
ниях, и объем необходимого предварительного уведомления. 
8.1.4.1 Когда проведение проверки и испытаний в цеху определено,
покупатель и поставщик должны координировать производст-
венные вопросы, требующие уточнения и инспекционные по-
ездки.
8.1.4.2 В присутствии означает, что в производственный график
должны быть внесены изменения, и что проверка или испыта-
ния должны проводиться в присутствии покупателя или его
представителя. Для механических и эксплуатационных испыта-
ний требуется письменное уведомление об успешно проведен-
ном предварительном испытании.
8.1.4.3 Под наблюдением означает, что покупатель должен быть уве-
домлен о времени проведения проверки или испытаний; одна-
ко, проверка или испытания должны проводиться по графику, и
если покупатель или его представитель не присутствуют, по-
ставщик должен переходить к следующему этапу. (Предпола-
гается, что покупатель должен находиться на заводе дольше,
чем при проведении испытаний, которые должны проводиться
в его присутствии.)	.
8.1.5 Оборудование, необходимое для определенной проверки и испы-
таний, должно обеспечиваться поставщиком.
8.1.6 В тех случаях, когда это определено, представитель покупателя :
должен указать соответствие с инспекторской ведомостью техни-
ческого контроля (Приложение N), поставив подпись, дату и пред-
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Раздел 8
ставив заполненную ведомость технического контроля покупателю
до отправки.
8.1.7 Представитель покупателя должен иметь доступ к программе ка-
чества поставщика для проверки.
8.2	Проверка
8.2.1 Общая часть
8.2.1.1	Поставщик должен хранить следующие данные не менее 20
лет для проверки покупателем или представителем покупателя
по требованию:
а.	Необходимые сертификаты на материалы, такие как отчеты
о заводских испытаниях.
б.	Данные испытаний, подтверждающие, что требования спе-
цификаций были соблюдены.
в.	Результаты задокументированных испытаний и проверок,
г. Окончательные сборочные допуски на техническое обслужи-
вание и эксплуатацию.
8.2.1.2 Детали, работающие под давлением, не должны окрашиваться
до тех пор, пока не завершена определенная проверка этих де-
талей.
8.2.1.3 Покупатель может определить следующее:
а.	Детали, которые должны подвергаться наружной и внутрен-
ней проверке.
б.	Тип необходимых проверок, как например, дефектоскопия
методом магнитных частиц, проникающих жидкостей, радио-
графическая и ультразвуковая дефектоскопия.
8.2.2 Проверка материалов
8.2.2.1 Общая часть
Если не указано иначе, то в тех случаях, когда для сварных соеди-
нений и материалов требуется или определена радиографическая, ульт-
развуковая дефектоскопия, дефектоскопия методом магнитных частиц
или проникающих жидкостей, должны использоваться критерии, приве-
денные в пунктах с 8.2.2.2 по 8.2.2.5. Чугун может проверяться в соот-
ветствии с пунктами 8.2.2.4 и 8.2.2.5. Сварные соединения, литая сталь и
кованые материалы могут проверяться в соответствии с пунктами с
8.2.2.2 по 8.2.2.5	.
Примечание: Независимо от обобщенных ограничений, указанных в '
пункте 8.2.2, обязанностью поставщика является проверка проектных ог-
раничений оборудования в случае, если необходимо соблюдать более
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Раздел 8
• жесткие требования. Дефекты, превосходящие ограничения, указанные в
пункте 8.2.2, должны быть устранены с целью достижения соответствия
требованиям стандартов по качеству, на которые делается ссылка в том
виде, как это определяется методом проверки.
8.2.2.2 Радиографическая.дефектоскопия
8.2.2.2.1 Радиографическая дефектоскопия должна проводиться в соот-
ветствии с ASTM Е94 и ASTM Е142.
8.2.2.2.2 Приемочным стандартом, используемым для сварочных произ-
водств, должен являться стандарт ASME, Часть VIII, Раздел 1,
UW-51 (100 процентов) и UW-52 (точечно). Приемочным стан-
дартом, используемым для литых изделий, должен являться
стандарт ASME, Часть VIII, Раздел 1, Приложение 7.
8.2.2.3 Ультразвуковая дефектоскопия
8.2.2.3.1 Ультразвуковая дефектоскопия должна проводиться в соответ-
ствии со стандартом ASME, Часть V, Статьи 5 и 23.
8.2.2.3.2 Приемочным стандартом, используемым для сварочных произ-
водств, должен являться стандарт ASME, Часть VIII, Раздел 1,
Приложение 12. Приемочным стандартом, используемым для
литых изделий, должен являться стандарт ASME, Часть VIII,
Раздел 1, Приложение?.
8.2.2.4 Дефектоскопия методом магнитных частиц
8.2.2.4.1 Как сухая, так и влажная дефектоскопия методом магнитных
частиц должна осуществляться в соответствии с ASTM Е709.
8.2,2.4.2 Приемочным стандартом, используемым для сварочных произ-
водств, должен являться стандарт ASME, Часть VIII, Раздел. 1,
Приложение 6 и Часть V, Статья 25. Приемлемость дефектов
литых изделий должна основываться на сравнении с фотогра-
фиями, данными в ASTM Е125. Для каждого типа дефекта сте-
пень допуска не должна превышать пределов, указанных в
Таблице 6.
Таблица 6 - Максимальная степень допуска дефектов литых из-
делий
Тип	Дефект	Максимальный уровень допуска
I	Линейные разрывы	'. 1
II	Коробление	2
III	Включения	2
IV	Отбелы и жеребейки	1
V	Пористость	1
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Раздел 8
VI	Сварка	1
8.2.2.5 Дефектоскопия методом проникающих жидкостей
8.2.2.5.1 Дефектоскопия методом проникающих жидкостей должна про-
водиться в соответствии со стандартом ASME, Часть V, Статья
6.
8.2.2.5.2 Приемочным стандартом, используемым для сварочных произ-
водств, должен являться стандарт ASME, Часть VIII, Раздел 1,
Приложение 8 и Часть V, Статья 24. Приемочным стандартом,
используемым для литых изделий, должен являться Стандарт
ASME, Часть VIII, Раздел 1, Приложение?.
8.2.3 Контроль механических свойств
8.2.3.1 Когда это определено, до начала монтажа покупатель может
проверить оборудование и все трубы и аксессуары, поставляе-
мые поставщиком или через него, на предмет чистоты (отсут-
ствие грязи или дефектов на поверхности).
8.2.3.2	Когда это определено, необходимо проверить с помощью ис-
пытаний жесткость деталей, сварных соединений и зон терми-
ческого влияния для того, чтобы убедиться, что она находится
в пределах допустимых значений. Метод, объем испытаний,
необходимая документация и присутствие должны быть согла-
сованы совместно покупателем и поставщиком.
8.3	Испытания
8.3.1 Общая часть
8.3.1.1 Испытания для определения рабочих характеристик и высоты
столба жидкости над всасывающим патрубком насоса должны
проводиться, в соответствии со Стандартами Института Гид-
равлики за исключением того, что КПД должен использоваться
только для информации, а не для определения параметров
(см. Таблицу 7).
8.3.1.2 Когда это определено, как минимум за 6 недель до первого за-
планированного испытания в условиях эксплуатации поставщик
должен представить покупателю для проверки и замечаний де-
тальную процедуру всех испытаний в условиях эксплуатации и
все запланированные дополнительные испытания (4.3.4), 
включая критерии приемки для всех контролируемых парамет-
ров.
8.3.1.3 Поставщик должен уведомить покупателя не позднее, чем за 5
рабочих дней до даты готовности оборудования к испытаниям.
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Раздел 8
Если срок испытания переносится, поставщик должен уведо-
мить покупателя не позднее, чем за 5 рабочих дней до новой
даты испытаний.
8.3.2 Гидростатические испытания
8.3.2.1 Все детали под давлением, включая вторичные оболочки под 
давлением, как определено в параграфах 3.51 и 3.67, должны
пройти гидростатические испытания при заполнении жидкостью
под давлением, как минимум в 1,5 раза большим максимально-
го допустимого рабочего давления, с учетом особых мероприя-
тий, перечисленных ниже:
а.	По согласованию покупателя, насосы особой конструкции
могут секционно испытываться под давлением, в 1,5 раза
большим максимального допустимого рабочего давления в
данной секции.
б.	Вспомогательные трубопроводы технологических жидкостей
(как описано в параграфе 7.3.2), в случае их изготовления ме-
тодом сварки, должны испытываться под давлением, в 1,5 раза
большим максимального допустимого рабочего Давления или
максимального допустимого рабочего давления в данной сек-
ции, как указано в предыдущем пункте а.
в.	Охлаждающие участки и детали, включая корпуса подшипни-
ков, и масляные охладители должны испытываться при мини-
мальном давлении 975 кПа (150 пси изб.).
г.	Трубопроводы пара и охлаждающей воды, в.случае их изго-
товления методом сварки, должны испытываться под давлени-
ем, в 1,5 раза большим максимального рабочего давления или
при 975 кПа (150 пси изб.), в зависимости от того, что больше,
д. Жидкость для испытаний должна иметь температуру, выше
температуры перехода нуль-пластичности материала, подле- •
жащего испытаниям.	'
е. Прокладки, используемые при гидростатических испытаниях
собранной оболочки под давлением, должны иметь ту же кон-
струкцию, что и прокладки, поставляемые с насосом.
ж. Вторичная контрольная оболочка герметичных электронасо-
сов может потребовать проведения испытания на утечку газа
вместо гидростатических испытаний. Процедура разрабатыва-
ется совместно покупателем и поставщиком.
8.3.2.2 Если испытываемая деталь предназначена для работы при та-
кой температуре, когда прочность материала становится ниже'
прочности этого же материала при комнатной температуре,
давление гидростатических испытаний должно быть умножено
на коэффициент, полученный путем деления допустимого для
данного материала рабочего напряжения при комнатной тем-
пературе на рабочее напряжение при рабочей, температуре.
Используемые значения напряжения должны соответствовать ;
указанным в ANSI/ASME В31.3 для трубопроводов или в Части
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Раздел 8
II,	Раздел 1 стандарта ASME. Полученное таким образом дав-
ление должно быть минимальным, при котором проводятся
гидростатические испытания. В листах данных должно указы-
ваться фактическое давление гидростатических испытаний.
8.3.2.3	Содержание хлорида в жидкостях, используемых для испыта-
. ния материалов из аустенитной нержавеющей стали не должно
превышать 50 частей на миллион. Для предотвращения осаж-
дения хлоридов в результате сушки выпариванием в конце ис-
пытания вся остаточная жидкость должна быть удалена из ис-
пытываемых деталей.
8.3.2.4	Испытания должны проводиться в течение периода времени,
достаточного для обеспечения полной проверки частей под
давлением. Гидростатическое испытание должно считаться
удовлетворительным, когда в течение не менее чем 30 минут
не наблюдается ни утечек, ни просачивания через корпус или
разъем корпуса. Для большого тяжелого корпуса может потре-
боваться более длительный период испытания, который дол-
жен быть согласован между покупателем и продавцом. Допус-
кается просачивание через внутренние оболочки, необходи-
мые для испытания сегментированных корпусов и насоса на
поддержание давления.
8.3.2.5 . Если определено, жидкость гидростатического испытания
должна содержать смачивающий агент для снижения поверх-
ностного натяжения. Смачивающий агент должен рассматри-
ваться при наличии одного или большего числа следующих
условий:
а.	Перекачиваемая жидкость имеет относительную плотность
(удельный вес) менее 0,7 при температуре перекачки.
б.	Температура перекачки выше 260 °C (500 °F).
в.	Корпус отлит по новой или измененной модели.
г.	Известны плохие литейные качества материала.
8.3.2.6 Детали из аустенитной стали или из нержавеющей стали, вы-
плавленная дуплекс-процессом, могут пройти гидростатиче-’
ские испытания с дополнительным количеством материала на
участках, где необходима машинная обработка до критических
размеров и допуски. Дополнительное количество материала не
должно превышать 1 мм (0,040 дюймов) материала заготовки
или 5 % минимальной допустимой толщины стенки, в зависи-
мости от того, что меньше.
Любые участки, которые проходят машинную обработку после
гидростатического испытания, должны быть указаны в отчете о .
гидростатическом испытании. :
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Раздел 8
Примечание: Из-за остаточных напряжений, возникающих из-за
•конечного охлаждения жидкости и относительно низких преде-
лов пропорциональности, присущих этим материалом, при кри-
тических размерах может возникнуть незначительная остаточ-
ная деформация во время гидростатического испытания. Если
разрешить остаться на этих критических участках во время
гидротехнического испытания небольшому количеству мате-
риала, то отпадает необходимость добавления материала пу-
тем сварки для восстановления точных определенных допус-
тимых размеров после проведения гидроиспытания.
8.3.3 Испытания для определения рабочих характеристик
Если не указано иначе, каждый насос должен пройти испытания
для определения рабочих характеристик на воде при температуре
ниже 65 °C (150 °F) согласно п. 8.3.3.1 - 8.3.3.4.
8.3.3.1 Перед проведением испытания необходимо обеспечить вы-
полнение требований п. 8.3.3.1.1 - 8.3.3.1.3.
8.3.3.1.1.	Указанные антифрикционные подшипники (насос с электромаг-
нитным приводом) непосредственно перед проведением испы-
тания должны обычно быть смазаны из системы чистого мас-
ляного тумана подходящим углеводородным маслом.
8.3.3.1.2.	Все связи и соединения должны быть проверены на герметич-
ность, и должны быть устранены все утечки.
8.3.3.1.3.	Все устройства предупредительной сигнализации, защитные
устройства и устройства управления, используемые во время
испытания, должны быть проверены на правильность работы, и
при необходимости должна быть выполнена настройка.
8.3.3.2 Если не указано иначе, испытания для определения рабочих
характеристик должны выполняться согласно п. 8.3.3.2.1 -
8.3.3.2.5.
8.3.3.2.1.	Поставщик должен снять данные испытаний, включая напор,
производительность, мощность и вибрацию минимально по 5
точкам. Эти показатели обычно будут: (а) отключение (данных .
по вибрации не требуется); (б) с минимальным непрерывным
стабильным расходом; (в) со средним расходом между мини- F
мальным и номинальным; (г) с номинальным расходом и (д) с ' =
максимально допустимым расходом (минимально, 120 % ВЕР
(наивысшего КПД).
Примечание: Для мощных насосов (см. 4.1.16) может оказаться '
невозможным проводить испытания при отключении.
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Раздел 8
8.3.3.2.2.	Все рабочие испытания и механические испытания должны вы-
полняться поставщиком перед проверкой покупателем.
8.3.3.2.3.	Обороты при испытании должны быть в пределах 3 процентов
от номинального количества оборотов, указанных в листе тех-
нических данных на насос (см. Приложение В). Результаты ис-
пытаний должны быть преобразованы в ожидаемые результа-
ты при номинальном количестве оборотов. Если проведение
испытаний при номинальном количестве оборотов невозможно,
количество оборотов при проведении испытания должно быть
не менее 80 процентов или более 120 процентов от номиналь-
ного. При проведении испытаний на других оборотах может
значительно изменяться паразитная мощность (например, вяз-
кость и вихревой ток). Покупатель и изготовитель непосредст-
венно перед проведением испытания должны согласовать по-
правки подводимой мощности насоса. При использовании на-
. сосов с электромагнитным приводом или герметичных элек-
тронасосов для сред с очень низким удельным весом (т.е., ни-
же 0,5), может потребоваться проведение проверки при коли-
честве оборотов меньше 80 % номинального количества для
избежания перегрузки двигателя или расцепления электромаг-
нитного привода. В таких случаях перед проведением испыта-
ния должна быть достигнута взаимная договоренность между
покупателем и производителем.
8.3.3.2.4.	Поставщик должен вести полный, подробный журнал всех за-
ключительных испытаний и подготовить необходимое число
копий, правильность которых заверена. В данные должны вхо-'
дить испытательные кривые и сводка значений выявленных в.
испытаниях характеристик в сравнении с точками, не превы-
шающими опасный предел (См. п. 8,2.4, 8.3.3.2, Приложение Т).
8.3.3.2.5.	Во время проведения испытания должны использоваться все
купленные зондовые вибродатчики, преобразователи и осцил-
ляторы-демодуляторы. Если поставщик не поставил зондо-
вые вибродатчики или если купленные зонды не совместимы
со считывающим оборудованием в цеху, необходимо исполь-
зовать те зонды и считывающее оборудование цеха, которые
отвечают требованиям стандарта API 670. Вибрация, измеряе-
мая с помощью этих средств измерения должна являться осно-
ванием для принятия или отказа от насоса (см. п. 6.9.3.4).
8.3,3.3. Во время проведения испытаний для определения рабочих ха-
рактеристик необходимо обеспечение соответствия требовани-
ям, приведенным в п. 8.3.3.1-8.3.3.3.4.
8.3.3.3.1.	Во время проведения испытания согласно 6.9.3.2 необходимо
записывать значения вибрации. Значения вибрации не должны
превышать значений, указанных в п. 6.9.3.4 - 6.9.3.6.
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000 '
Раздел 8
8.3.3.3-.2	. Насосы с антифрикционными подшипниками (насосы с элек-
• тромагнитным приводом) должны работать в диапазонах'тем-
пературы подшипника указанных в п. 9.1.4.2.2 и не должны
проявлять признаков неправильной работы, таких как шум,
обусловленный наличием кавитации.
8.3.3.3.3.	При работе на номинальной скорости насосы должны работать
в пределах допусков, приведенных в таблице 7.
Примечание: Номинальная мощность для насосов с электро-
магнитным приводом должна измеряться в точке сцепления
насос-двигатель. Номинальная мощность для герметичных
электронасосов должна измеряться на клеммах двигателя.
8.3.3.4. Если не указано иное, после завершения испытаний по опре-
делению рабочих характеристик необходимо обеспечение со-
ответствия требованиям, приведенным в п. 8.3.3.4.1 - 8.3.3.4.3.
8.3.3.4.1.	Если после завершения испытаний по определению рабочих
характеристик необходимо разобрать насос с единственной
. целью выполнения механической обработки рабочего колеса
для соответствия допусков по различным напорам, не требует-
ся проводить испытания повторно, если уменьшение диаметра
не превышает 5 процентов первоначального диаметра. Во
время проведения цеховых испытаний диаметр рабочего коле-
са, а также окончательный диаметр рабочего колеса должен
быть зафиксирован на испытательной кривой проводимого це-
хового испытания, на которой отражены рабочие характеристи-
ки после снижения диаметра рабочего колеса.
8.3.3.4.2.	Если необходимо разобрать насос для выполнения каких-либо
других корректировок, таких как повышение-мощности, высоты
столба жидкости над всасывающим патрубком насоса, или ме-
ханической обработки, результаты первоначальных испытаний
приниматься не будут, и после внесения корректировок необ-
ходимо проведение заключительного испытания.
Таблица 7 - Допуски рабочих характеристик
Параметр	Номинальное значе- Отключение (процент) ние (процент)
Номинальный перепад напора 0-150 м (0-500 футов)	-2	+10. +5 .	-10а
151-300 м (501-1000 футов)	-2	' +8 +з	'/-8а?
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Раздел 8
Свыше 300 м (1000
футов)
Номинальная
мощность
Номинальная высота
столба жидкости над
всасывающим патруб-
ком насоса
-2
+2
+4Ь
+0
+5
-5а
Примечание: КПД не является номинальным значением.
3 Если задана кривая повышающейся мощности напора (см.
4.1.2), то заданные здесь отрицательные допуски разрешаются
только в.случае, если испытательная кривая все еще демонст-
рирует повышающуюся характеристику.
ь При любой комбинации вышеприведенных. (Совокупные до-
пуски не разрешаются).
8.3.3.4.3 Если определено, смазанные продуктом подшипники должны
быть сняты, проверены покупателем или его представителем и
вновь установлены на место после завершения испытаний по
определению рабочих характеристик. Снятие и проверка под-
шипников не должны требовать проведения повторных испы-
таний, если только не потребуется замены подшипников.
8.3.4 Дополнительные испытания
Если определено, необходимо выполнять заводские испыта-
ния, описанные в пунктах 8.3.4.1 -8.3.47. Подробности испытаний
должны быть взаимно согласованы покупателем и поставщиком.
8.3.4.1 Испытания высоты столба жидкости над всасывающим патруб-
ком насоса
8.3.4.1.1 Данные по высоте столба жидкости над всасывающим
патрубком насоса должны сниматься при каждом параметре
испытаний (4.3.3.2.1) за исключением отключения.
8.3.4.1.2 3-процентное падение напора должно толковаться как показа-
тель ухудшения рабочих характеристик.
8.3.4.1.3 Высота столба жидкости над всасывающим патрубком насоса
при номинальном значении не должна превосходить указанное
значение (таблица 7). Демонтаж для корректировки высоты
 столба жидкости над всасывающим патрубком насоса требует
проведения повторных испытаний (см.8.3.3.4.2).
8.3.4.2 Испытания укомплектованной единицы оборудования
Такие составляющие как насосы, приводы и аксессуары, со-
ставляющие единицу оборудования, должны испытываться вме-
сте. Испытания укомплектованной единицы оборудования должны
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Раздел 8
проводиться вместо отдельных испытаний различных деталей,
определенных покупателем, или в дополнение к ним.
8.3.4.3 Испытания на уровень шума
Испытания на уровень шума должны проводиться по согласо-
ванию между покупателем и поставщиком.
Примечание: Указания по испытаниям см. в Стандартах ISO 3740,
3744 и 3746.
8.3.4.4 Испытания вспомогательного оборудования
Вспомогательное оборудование, такое как системы управле-
ния, должно испытываться на заводе поставщика. Подробности
испытания вспомогательного оборудования должны разрабаты-
ваться совместно покупателем и поставщиком.
8.3.4.5	Гидроиспытания вторичной оболочки/системы управления
Когда это определено, поддержание давления системы вто-
ричной оболочки или вторичной системы управления должно про-
веряться гидроиспытаниями, с использованием тех же критериев,
что и для оболочки под давлением (См.8.3.2). Сертификация
должна обеспечиваться поставщиком.	.
8.3.4.6 Испытания контрольно-измерительной аппаратуры вторичной
оболочки/системы управления
Когда это определено, необходимо проверить работоспо-
собность контрольно-измерительной аппаратуры, поставляемой с
системой вторичной оболочки или вторичной системы управления.
Критерии испытаний будут согласованы совместно покупателем и -
поставщиком. Сертификация, должна обеспечиваться поставщи-
ком.
8.3.4.7	Испытания с построением графика зависимости давления от
температуры
Когда это определено, поставщик должен продемонстриро-
вать график зависимости давления от температуры в ре-
циркуляционном контуре, с использованием насосного агрега-
та, оснащенного измерительной аппаратурой,, имеющего кон-
струкцию, аналогичную указанному агрегату. Давление и тем-
пература в критических точках контура должны измеряться при
перекачке агрегатом воды. График зависимости давления от .
температуры должен строиться как-указано в Приложении G, г
при этом данные должны быть разложены так, чтобы соответ-
ствовать определенной среде и рабочим условиям. Критерии
испытаний и форма представления данных должны быть со-
гласованы покупателем и поставщиком.
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Раздел 8'
• 8.4 ПОДГОТОВКА К ОТГРУЗКЕ
8.4.1 Оборудование должно быть соответствующим образом подготов-
лено к определенному типу отгрузки, включая, при необходимости,
закрепление ротора..Закрепленные роторы должны маркировать-
ся с помощью устойчивых к коррозии бирок, прикрепляемых про-
волокой из нержавеющей стали. Подготовка должна обеспечить
возможность хранения оборудования на открытой площадке в те-
чение 6 месяцев с момента отгрузки, при этом никакого демонтажа
перед вводом в эксплуатацию не потребуется, за исключением
проверки подшипников и уплотнений. Если требуется хранение в
течение более длительного периода времени, покупатель прокон-
сультируется с поставщиком в отношении рекомендуемых проце-
. ДУР-
8.4.2 Поставщик должен обеспечить покупателя инструкциями, необхо-
димыми для сохранения целостности подготовки к хранению по-
сле поступления оборудования на рабочую площадку и до пуска.
8.4.3 Оборудование должно быть подготовлено к отгрузке после завер-
шения всех испытаний и проверок и выдачи оборудования покупа-
телю. Подготовка должна включать указанное в пунктах 8.4.3.1 -
8.4.3.9.
8.4.3.1	Если не указано иначе, насосы, не должны демонтироваться
после эксплуатационных испытаний при условии, что насос
полностью дренирован и высушен, и все внутренние детали
покрыты антикоррозийным средством в течение 4 часов после
испытаний
8.4.3.2 Наружные поверхности, за исключением поверхностей, про-
шедших механическую обработку, должны быть покрыты как
минимум одним слоем краски по стандарту изготовителя. Крас-
ка не должна содержать свинец или хроматы. Детали из не-
ржавеющей стали покраске не подлежат. Нижняя поверхность
опорных плит должна быть подготовлена под жидкий строи-
тельный раствор в соответствии с пунктом 9.1.5.3.17 или
9.1.5.3.18.
8.4.3.3	Наружные поверхности деталей из углеродистой стали, про-
шедшие механическую обработку, должны покрываться соот-
ветствующим антикоррозийным средством.
8.4.3.4.	Внутренние поверхности корпусов подшипников из углероди-
стой стали (насосов с электромагнитным приводом) должны
быть покрыты подходящим маслорастворимым антикоррозий-
ным средством'.
8;4.3.5. Фланцевые отверстия должны обеспечиваться металлически-,
ми крышками толщиной не менее 5 мм (0,19 дюйма), с эласто-
мерными прокладками и четырьмя болтами полного диаметра.
Для отверстий со шпильками, все гайки, необходимые для не-
посредственного использования при эксплуатации-должны ис-
пользоваться для крепления крышек.
/СТАНДАРТ API 6В5 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Раздел 8
8.4.3.6.	Резьбовые отверстия должны обеспечиваться стальными на-
конечниками или заглушками, в соответствии с пунктом
7.3.1.13.
8.4.3.7.	Отверстия, с которых была снята фаска для сварки, должны
быть обеспечены крышками, предназначенными для предот-
вращения попадания инородных материалов и повреждения
фаски.
8.4.3.8.	' Точки подъема и проушины для подъема должны быть ясно
указаны.
8.4.3.9.	Оборудование должно быть идентифицировано номером из-
делия и серийным номером. Материал, отгружаемый отдель-
но, должен идентифицироваться с помощью прочно прикреп-
ленных, устойчивых к коррозии металлических, бирок, с указа-
нием номера изделия и номера серии оборудования, для кото-
рого данный материал предназначается. Кроме того, упако-
ванное оборудование должно отгружаться с двумя упаковоч-
ными листами, один внутри, а второй снаружи отгрузочного
контейнера.
8.4.4	Вспомогательные трубные соединения, предусмотренные на заку-
паемом оборудовании, должны иметь оттиснутый штамп или по-
стоянно прикрепленную бирку, соответствующую таблице соеди-
нений или компоновочному чертежу поставщика. Должны быть
указана среда и назначение соединения. .Условные обозначения
для всех соединении насоса, включая заглушенные, должны соот-
ветствовать Приложению D.
8.4.5	С оборудованием упаковывается и отгружается один экземпляр
стандартных инструкций по монтажу, подготовленных изготовите-
лем.
9 Разделы специальных насосов
9.1 Насосы с магнитным приводом
9.1.1.	Общая часть
9.1.1.1.	Насосы с магнитным приводом обозначаются как тип HMTI.(NMP)
Описание насосов типа НМП дается в Приложении С.
9.1.1.2.	Проектный просвет жидкостного зазора и воздушного зазора должен-
быть, достаточным для того, чтобы контакт между магнитными узлами и
защитной оболочкой не возникал из-за отклонения давления, нагрузки
сопла, колебаний потока, теплового расширения или износа подшипника
хвостовика вала.	.	•
9.1.1.3.	Конструкция должна позволять проверку оболочки, контактирующей с
продуктом, (контактной оболочки) без нарушения корпуса, работающего
под давлением.
9.1.1.4.	Если это оговорено, то конструкция должна обеспечивать возможность
снятия ведущего хвостовика вала без нарушения корпуса, работающего
под давлением, или привода насоса (то есть, предусматривается
соответствующая разделительная муфта (см.4.3.6).
9.1.1.5.	Подшипники, смазываемые продуктом, не должны опираться на
оболочку, контактирующую с продуктом.
9.1.1.6.	Винтовые домкраты, направляющие стержни, или аналогичные
устройства должны предусматриваться в конструкции для облегчения
монтажа и ухода за магнитной муфтой.
9.1.1.7.	Охлаждение и смазка подшипников, смазываемых продуктом, и
магнитной зоны должны производиться в соответствии с Приложением
D.
9.1.1.8.	Номинал крутящего момента магнитной-муфты и идентификационные
номера ' изготовителя антифрикционного подшипника должны,
приводиться на табличке насоса, или на отдельной табличке,
удовлетворяющей требованиям 6.15.2.
9.1.2 Оболочка, работающая под давлением и контактирующая с продуктом
9.1.2.1 Оболочка, контактирующая с продуктом
9.1.2.1.1 Оболочка (защитная), контактирующая с продуктом, по определению
является элементом, выдерживающим давление, который должен отвечать
требованиям пункта 6.3, за исключением следующего:
а)	Раздел VIII отдел 2 Стандарта по Котлам и Сосудам под Давлением.
ASME можно применять вместо Отдела Т в отношении конструкции. .
Ь)	Наименьший допуск на коррозию/эрозию должен быть 0.4 мм (0.015
дюйма)
с)	Минимальная толщина оболочки, контактирующей с продуктом, должна
составлять 1.0 мм (0.040 дюйма).
9.1.2.1.2 Изготовление (защитных) оболочек, контактирующих с продуктом, должно
соответствовать пункту 6.13.
9.1.2.1.3 Соединение защитной оболочки, контактирующей с продуктом, с крышкой
корпуса должно иметь шпунтовой соединение металл-к-метаплу с
применением ограниченной компрессионной прокладки из материала,
совместимого с жидкостями процесса и рабочими температурами.
9.1.2.1.4 Альтернативные защитные оболочки подлежат утверждению заказчиком.
9.1.2.2 Вторичная система управления
9.1.2.2.1 Вторичная система управления должна защищать антифрикционные
подшипники от загрязнения перекачиваемой жидкостью.
9.1.2.2.2 Для сведения к минимуму протечки вокруг внешнего вала в случае поломки
первичной оболочки, контактирующей с продуктом, вторичная система
управления должна включать заменяемое, безыскровое ограничительное
устройство. Манжетные уплотнения не допустимы.
9.1.2.	Магнитные муфты
9.1.3.1	Магнитные муфты в сборе должны быть синхронной, либо асинхронной
конструкции. Синхронные муфты должны оснащаться редкоземельными магнитами.
Приводные кольцевые муфты крутящего момента могут оснащаться
редкоземельными, либо алюмо-никелевыми кобальтовыми магнитами. Изготовитель
должен указать материал магнита в перечне предлагаемых данных (см. Приложение
: ? 
(Перечень позиций к графику Рисунка 7: Кривая скорости-крутящего момента
1	Полный крутящий момент двигателя,%
 2	Кривая крутящего момента двигателя
3	Крутящий момент поломки двигателя
4	. Эксплуатационный коэффициент по табл.5-1
5	Номинальный крутящий момент магнитной муфты (5.1.3.80
б	Крутящий момент ускорения (5.1.3.7а)	-	.
7	Крутящий момент накачивания (5.1.3.7.6)
8	Кривая нагрузки магнитной муфты
9	Кривая нагрузки Насоса
10	Синхронная скорость, %
Sealless Centrifugal Pumps for Petroleum, Heavy Duty Chemical, and Gas Wdustry Services'	. 33
% ftoll Load Motor Torque
Figure 7—Speed-Torque Curve

'(продолэюеттёроёс^прангшы'З-ё^о^горалёопгсутствует)
В единицах США:
F = (0.25)(63.000)P
7^;
где:	;
F = внешнее усилие kN (фунты)
Рг номинальная мощность, kW(n.c.)
Nr = номинальная скорость, об/мин
D = диаметр вала у муфты, мм (дюймы)
Примечание: Диаметр вала является аппроксимацией радиуса шага муфты .
9.1.4.1.4	Ударные усилия для гибких металлических элементов муфт должны
рассчитываться изготовителем муфт на основе максимально допустимого
отклонения.
9.1.4.1.5	: Роликовые подшипники должны располагаться на валу с помощью
буртиков, обойм, или иных' положительных крепящих элементов;
стопорные кольца и пружинные шайбы, не допустимы. Роликовые
подшипники должны удерживаться' на валу посадкой с натягом и в
корпус с обеспечением диаметрального зазора, в соответствии с
рекомендациями ISO 286 (ANSI/ABMA Standard 7) (S-) Подшипники
должны монтироваться непосредственно , на валу, несущие корпуса
подшипников не допустимы. Устройство, применяемое для замыкания
шариковых упорных подшипников на валу должно ограничиваться
гайкой с замковой шайбой шпунтового типа.
9.1.4.1.6 За исключением углового контактного типа, роликовые подшипники.
должны иметь внутренний зазор, больше нормального в соответствии с
ISO 5753 Группа 3 (ANSI/ABMA Символ 3, согласно определению в
ANSI/ABMA Стандарт 20). Однорядные или двухрядные подшипники
должны быть типа Конрад (без наполнительных проемов).
9.1.4.2.
Корпуса антифрикционных подшипников
9.1.4.2.1. Корпуса подшипников для смазываемых маслом подшипников не
работающих под давлением,.. должны быть оснащены дренажными и
наполнительными отверстиями диаметром не менее !/2 NPS с нарезанной
внутренней резьбой и заглушенными пробками.- Корпуса должны, быть
оснащены масленками с постоянным визуальным контролем уровня на
объем не менее 0.12 Л (4 унции) по размеру, с установочным
устройством уровня (не наружный винт), • с теплоустойчивыми
стеклянными контейнерами, и защитными проволочными клетками. Если
указано, масленки должны удовлетворять требованиям Заказчика.
Следует предусмотреть средства определения перелива в корпусах.
Постоянная индикация правильного уровня масла должна располагаться
точно и ясно обозначенной снаружи. корпусов подшипников,- с
постоянными металлическими табличками, маркировкой, нанесенной на
литье, или на иных долговечных местах. '
9.1.4.2.2.	Должно быть обеспечено достаточное охлаждение,, включая допуск на
образование пробок, для поддержания температуры маслоотстойника
ниже 82 С (180 по Фаренгейту) для масляных кольцевых или
• разбрызгивающих систем, на основании' заданных рабочих условий и
окружающей температуры в 43 С (110 по Фаренгейту). Во время
испытаний цеха повышение температуры маслоотстойника не должно
превышать 39 С (70 по Фаренгейту).
Примечание: Насосы, оборудованные кольцевыми смазочными или
разбрызгивающими системами смазки не достигают стабилизационной
температуры во время кратковременных испытаний гидравлической
эффективности, если заказчик желает проведения испытаний
стабилизационной температуры, это требование должно быть указано в
запросе и адресовано продавцу в предложении.
9.1.4.2.3 Там, где требуется водяное охлаждение, водяные рубашки должны иметь
только внешние соединения между верхней и нижней рубашками
корпуса, и они не должны иметь ни прокладок, ни резьбовых соединений,
через которые, вода может, протекать в резервуар масла. Если
используются витки охлаждения (включая оснастку), они должны быть
изготовлены из неметаллического материала и не должны иметь
внутренних соединений, работающих под давлением. Трубки, или трубы
должны иметь минимальную толщину 1.0 мм’и наружный диаметр, не
менее 12 мм.
9.1.4.2.4 Корпуса подшипников, несущие нагрузку крышки подшипников, и
кронштейны между корпусами насосов и крышками должны быть
стальными.
9.1.4.2.5 Корпуса подшипников должны быть оснащены лабиринтными
концевыми уплотнениями и дефлекторами, там, где вал проходит через
корпус; не следует использовать манжеты. Уплотнения и дефлекторы
должны изготавливаться из безыскрового материала. Конструкция
уплотнений и дефлекторов должна эффективно удерживать масло в
корпусе и предотвращать попадание инородного материала в корпус.
9.1.4.2.6 Корпуса для подшипников, смазываемых ’ кольцом масла, должна
оснащаться отверстиями с пробками, расположенными таким образом,,
чтобы позволить визуальный, о смотр масляных колец во время работы
насоса.
9.1.4.2.7	Подшипники и корпуса подшипников должны удовлетворять
требованиям 9.1.4.2.7 до 9.1.4.2.7.4. когда указывается смазка масляным
туманом (см. 9.1.4.3.5).
9.1.4.2.7.1.	Подсоединение ввода масляного тумана, % . NPS, должно быть . ,
предусмотрено в верхней половине корпуса подшипника. Соединения
для чистого или промывочного масла должны располагаться таким
образом, чтобы масляный туман протекал через роликовые подшипники.
В системах чистого тумана, не должно быть, внутреннего прохода к
масляному туману короткого пути от ввода до вентиляционного вывода.
9.1.4.2.7.2.	Вентиляционное соединение % NPS должно быть предусмотрено. на.'
корпусе на концевой крышке для каждого промежутков между :
роликовыми подшипниками и затворами валов корпуса. Альтернативно,,
там, где соединения масляного тумана находятся между каждым
затвором вала корпуса и подшипниками, следует предусмотреть одно
вентиляционное отверстие центрально относительно корпуса.
9.1.4.2.7.З.	Не следует использовать экранированные или герметизированные,
подшипники. 
9.1.4.2.7.4.	Когда указывается смазка чистым масляным туманом, не следует
предусматривать масляные кольца или пальцы (если есть) и масленки
постоянного уровня, и метка, указывающая на уровень масла, не
требуется. Когда указывается смазка промывочным туманом, эти
вопросы следует предусмотреть, и масленка должна быть окантована так,
чтобы выдерживала внутреннее давление корпуса подшипника.
Примечание.-' При температурах перекачивания выше 300 С (570F)
корпуса подшипников со смазкой чистым масляным туманом- могут
потребовать специальных средств для уменьшения нагревания дорожек
качения теплопереносом от перекачивания. Типовые средства могут быть
такими:
а)	теплоотводящие пальцы
Ь)	валы и нержавеющей стали с низкой теплопроводностью
с)	тепловые барьеры
d)	вентиляторное охлаждение
е)	смазка промывочным туманом (вместо чистого тумана) масляным
(отстойник) охлаждением.
Подача масляного тумана и арматура дренажа обеспечиваются
заказчиком.
9.1.4.З.
Антифрикционная смазка подшипников
9.1.4.3.1 Подшипники и корпуса подшипников должны быть приспособлены для
смазки маслом. .
9.1.4.3.2 Маслоотбойные кольца или масляные кольца, используемые для подачи
масла к подшипникам, должны иметь рабочее затопление в З-б мм (0.12-
0.25дюйма) выше нижнего края маслоотбойного кольца или выше
нижнего края масляного кольца.. Маслоотбойные кольца должны иметь
монтажные втулки для сохранения концентричности и должны быть
положительно закреплены на валу.
9.1.4.3.3	Если указано, то следует предусмотреть смазку чистым маслом или
промывочным масляным туманом (см. 7.1.2.2.7 по требованиям).
9.1.5
9.1.5.1
Принадлежности
Приводы
9.1.5.1.1	Заказчик должен указать тип привода, его ' характеристики и
принадлежности, включая следующее:
а.	Электрическиехарактеристики
Ь.	Условия запуска (включая ожидаемое . падение напряжения при
запуске)
с.	Тип корпуса
о. Обоснованный уровень давления
9.1.5.1.2
9.1.5.1.3
9.1.5.1.4
9.1.5.1.5
9.1.5.2.
9.1.5.2.1
9.1.5.2.2
9.1.5.2.3
9.1.5.2.4
е.	Классификация площади, на основе Рекомендованной Практике API
500 А
f.	Тип изоляции
' g. Требуемый эксплуатационный коэффициент
h.	Окружающая температура и высота над уровнем моря
i.	Потери на прохождение
j.	Температурные детекторы, вибрационные датчики нагреватели, если
они необходимы .
к.	Критерии допустимой вибрации
1.	Применимость стандарта API 541 или IEEE 841.
Если не указано иное, паротурбинные приводы должны соответствовать
ISO 10436 (API Standard 611). Паротурбинные приводы должны обладать
способностью непрерывно подавать 110% максимально требуемой
мощности для указанных заказчиком условий при' работе при
соответствующей скорости при указанных условиях пара.
Если не указано иное, приводы должны соответствовать Стандарту API
677.	.........
Для приводных компонентов нитки весом более 450 кг (1000 фунтов)
следует предусмотреть- фундамент с вертикальными винтовыми
домкратами.
Опоры привода должны иметь пилотные сверленые отверстия,
доступных для использования при окончательном креплении.
Муфты валов и ограждения
Если не указано иное, муфты иограждения между приводами и
приводимым оборудованием должны поставляться продавцом.
Если не указано иное, муфты должны быть гибкими. Втулки муфт
должны быть стальными. Типы с гибкими дисками должны иметь диски
из коррозионно устойчивого материала. Марка, модель, материалы,
эксплуатационные коэффициенты и монтажная компоновка муфт
должны быть указаны заказчиком. Промежуточные муфты должны
использоваться, если не указано иное. Распорка должна иметь
номинальную длину не менее 125 мм (5 дюймов) и должна позволять
удаление заднего вытяжного блока без нарушения привода или
всасывающего или выводного трубопровода.
Примечание: для муфт с гибким элементом следует учитывать
конструкции, которые удерживают распорку при повреждения гибких
элементов
Информация по валам, размерам ключевых пазов (если есть), И
смещениям концов валов из-за концевой игры и-тепловых эффектов :
должна предоставляться продавцу, поставляющему муфты. .
Гибкие муфты должны крепиться шпонками на валу. Шпонки, пазы ,
шпонок, и посадки должны соответствовать ISO/R773 (ANSI/AGMA .
9002, Коммерческий класс). Гибкие муфты с цилиндрическими
сверлениями должны иметь посадку с натягом, указанную в ISO/R286
допуск N8, и валы в соответствии с ISO/R775 (ANSI/AGMA 9002). Когда..
диаметр вала больше 60 мм (2.5 дюйма) втулка должна монтироваться
конической посадкой. Коничность для муфт со шпонками должна
составлять 1:10 в конической серии в соответствии с ISO/R775, или
альтернативно 1:16 (0.75 дюймов на фут, диаметрально) для соответствия
стандартам США. Иные методы монтажа должны согласовываться
между заказчиком и продавцом. Втулки муфт должна оснащаться
отверстиями отводом для слива не менее 10 мм (3/8 дюйма) по размеру
для облегчения снятия.
Примечание: Соответствующие принадлежности и процедуры ухода
должны применяться для того, чтобы обеспечить, что муфты с посадкой
посажены с натягом.
9.1.5.2.5	Муфты и сопряжения с соединения с валами должны быть рассчитаны по
крайней мере на- максимум приводной мощности,- включая любой
эксплуатационный коэффициент.
9.1.5.2.6 Муфты должны изготавливаться таким образом, чтобы удовлетворять
требованиям ANSI/AGMA 9000 Класс 9.
9.1.5.2.7 Муфты, работающие на скоростях 3800 об/мин или менее должны быть
уравновешены по компонентам. Такие компоненты, как втулки рукава,
гибкие элементы, распорки, адаптеры должны уравновешиваться
индивидуально. Любая обработка компонентов, за исключением
шпоночных пазов одно-пшоночных втулок должна завершаться до
уравновешивания. Балансировка должна проводиться в соответствии с
6.9.4.1. Двухплановая балансировка предпочтительна, однако, можно
использовать одноплановую балансировку в соответствии с 6.9.4.2.
9.1.5.2.8	Ограничительные концевые гидравлические муфты с концевыми
поплавками максимума, как указано в Табл. 9, должны поставляться, с
двигателями с горизонтальными подшипниками скольжения для
предотвращения трения роторов о стационарные части двигателей.
Примечание: Муфты с осевыми упругими центровыми усилиями обычно
удовлетворительны без этих предосторожностей.
Табл. 9 - Конечные поплавки максимума муфт
Миним.концевой поплавок ротора двигателя		Максим. Концевой поплавок муфты	
(мм)	(дюймы)	(мм)	(дюймы)
6	0.25	2	0.09
13	0.50	5	0.19
9.1.5.2.9 Когда продавцу не заказывают монтаж привода, продавец поставляет
полностью обработанную полумуфту на завод изготовителя привода или
в иное обозначенное место вместе с необходимыми инструкциями для
монтажа полумуфты на вал привода.
9.1.5.2.10 Съемные ограждения муфты должны поставляться и соответствовать
требованиям применимых . национальных, промышленных или
законодательных органов.
9.1.5.3	Базовые плиты
9.1.5.3.1	Монолитные базовые плиты с дренажным ободом или с дренажным
лотком должны поставляться для горизонтальных-насосов. Обод или
лоток базовой плиты должен иметь наклон не менее 1:120 по
направлению к концу насоса, где должно располагаться отводное
дренажное отверстие не менее 2 NPS для осуществления полного
дренажа.
9.1.5.3.2 Если не указано иное, базовая плита должна проходить под насосом и
компонентами привода таким образом, чтобы собирать любой дренаж на
базовую плиту. Для уменьшения случайных толчков, и повреждения
компонентов все трубные соединения и лицевые поверхности трубных
фланцев включая фланцы всасывания насоса и фланцы выпуска должны
находиться внутри периметра поддона или зоны сбора дренажа обода.
Все прочие выступы поставленного оборудования должны находиться
внутри максимального периметра базовой плиты. Большие по размеру
распределительные коробки могут нависать над периметром базовой
плиты, если на это есть одобрение заказчика.
9.1.5.3.3	Монтажные подушки должны поставляться .для насоса и всех
компонентов привода нитки. Подушки должны быть больше опоры
смонтированного оборудования, чтобы позволить регулировку уровня
базовой плиты без снятия оборудования. Подушки должны быть
обработаны на плоскость . и параллельность. Соответствующие
поверхности должны быть в той же плоскости в пределах 150 микро-м/м
(0.002 дюйм/фут) расстояния между подушками. Это требование будет
удовлетворено путем опоры и фиксации базовой плиты к фундаменту
только отверстиями для болтов.
9.1.5.3.4 Все подушки для компонентов привода цепи должны быть обработаны и
позволять установку прокладок толщиной не менее 3 мм (0.12 дюйма)
под каждым компонентом. Когда продавец монтирует компоненты,
следует поставить набор прокладок из нержавеющей стали толщиной не
менее 3 мм. Когда продавец не монтирует компоненты, подушки не
следует сверлить, и прокладки не поставляются.
Таблица 10 - Критерии приемки испытания на жесткость
Смещение вала насоса					
	Базовая плита, намеченная для цементирования		Базовая плита не намеченная для цементирования		Направление смещения
Условие ' нагрузки	Мкм	дюймы	Мкм	Дюймы	
МУС	175	0.007	125	0.005	+2
MZC	75	0.003	• _ 50	0.002	-Y
Примечание: MYC и MZC равны сумме допустимых смещений сопла выпуска по Табл. 1А (1В).					всасывания и
	MYC = MZC =	(MY) всасывания + (MY) выпуска = (MZ) всасывания + (MZ) выпуска			
9.1.5.3.5
9.1.5.3.б
9.1.5.3.7
9.1.5.3.8
9.1.5.3.9
9.1.5.3.10
9.1.5.3.11
Для уменьшения несоосности валов насоса и привода в связи с
эффектами нагрузки на трубы, насос и его базовая плита должны быть
изготовлены с достаточной структурной жесткостью для ограничения
смещения вала насоса на конце вала привода или на подгонке заслонки
втулки муфты до величин, показанных в Таблице 10 во время испытаний
в соответствии с 7.1.5.3.б, Цементный раствор или опоры корпусов
подшипников (пластины качания) не должны применяться в качестве
средства получения желаемой жесткости. (Признается, что цементный
раствор может значительно увеличить жесткость устройства базовой
плиты; если этот эффект пропущен, адекватность базовой плиты можно
легко проверить в цехе продавца).
Если указано, продавец должен провести испытания, чтобы показать, что
насос и базовая плита в сборе при закреплении на фундаменте в местах
отверстий под болты, и при отсоединенных опорах корпусов
подшипников находятся в соответствии с 9.1.5.3.5. Корпус насоса должен
подвергаться моментам MYC и MZC приложенным к любому патрубку,
но не к обоим, с тем, чтобы соответствующие смещения вала можно
было измерить и записать. MYc и MZc не следует прилагать
одновременно. Изменения смещения вала должны быть абсолютными (не
относительно -базовых плит). Для целей регистрации данные испытания
продавца должны включать схему проведения испытаний, рассчитанный
момент нагрузок (MYc и MZc ) и примененные моменты нагрузок и их
соответствующие смещения на конце привода вала насоса;'
Нижняя сторона изготовленных базовых плит под насосом и опорами
привода-должна быть приварена для усиления .поперечных элементов, и
элементы (члены) должны иметь форму для положительной заделки в
раствор. Все швы сварки должны быть непрерывными. Прерывистая
сварка, вверху или внизу, недопустима. ’
В дополнение к требованиям 7.1.5.3.7., анкерные болты, например в
форме J, должны привариваться к нижней поверхности базовых плит в
максимальных центрах 300 мм для обеспечения дополнительного замка в
растворе.
Все базовые плиты должны снабжаться не менее чем одним отверстием
для цементного раствора размером в свету не менее 125 см2 и при том,
что в каждой, отделенной перегородкой секции, не будет размеров менее
75 мм. Эти отверстия должны быть расположены таким образом, чтобы
позволить заполнить всю полость под базовой плитой, без образования
карманов. Где возможно, отверстия должны быть достижимы для
заливки раствора, при установленных на базовой плите насосе и приводе.
Отверстия под раствор в области улавливающих лотков должны иметь
размер 13 мм с приподнятыми краями. Если отверстия расположены в
области, где жидкости могут попадать на открытый раствор, следует
предусмотреть металлические крышки с минимальной толщиной 1.5 мм
(калибр 1б).Вентиляционные отверстия не менее 13 мм в диаметре,
следует предусмотреть, в наивысшей точке .каждого раздела опоры
базовой плиты (Приложение L дает указания по заливке раствором).
Наружные углы базовой плиты в контакте с . раствором должны ..иметь
радиусы не менее 50 мм в плане (См. Рис. М-1, Приложение М).
Низ базовой плиты между структурными членами должен быть
открытым. Когда базовая плита устанавливается на; бетонном .
C1А11ДАЕГ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Раздел 9-10
фундаменте, должна быть обеспечена доступность для заливки
раствором под всеми несущими нагрузку элементами. Низ базовой плиты
должен быть в одной плоскости, чтобы позволить использование единого
по уровню фундамента.
9.1.5.3.12 Если позволяют привод и размер насоса, базовые плиты должны иметь
стандартные размеры, как показано в Приложении М, и должны
рассчитываться для цементирования. Эти базовые плиты должны
соответствовать «АРГ Стандарт 610 Стандартные базовые плиты, Числа
0.5-12».
9.1.5.3.13 Когда указано, базовая плита и опора пьедестала в сборе должны быть
достаточно жесткими для монтажа без цементации.
9.1.5.3.14 Установочные винтовые домкраты поперечной выравненности следует '
предусмотреть для привода компонентов цепи весом более 200 кг для
облегчения поперечной горизонтальной регулировки. Установочные
винтовые домкраты осевого выравнивания следует предусмотреть для
привода компонентов цепи весом более 400 кг для облегчения
продольных регулировок. Приливы, удерживающие эти установочные
•  болты, должны крепиться в базовой плите таким образом, чтобы приливы .
не мещали установке-или снятию компонента.-Эти болты должны быть
не меньшего размера, чем вертикальные винтовые домкраты,
поставляемые с каждым компонентом. Для предотвращения
искривления, обработка монтажных подушек должна быть отложена до
завершения приварки-базовой плиты близко к монтажным подушкам.
9.1.5.3.15 Болты вертикального выравнивания для устойчивости следует
предусмотреть по наружному периметру базовой плиты. Она должны
располагаться рядом с анкерными болтами для уменьшения искривления
во время процесса установки. Эти болты должны быть достаточно
многочисленными для того, чтобы нести вес базовой плиты, насоса, и
компонентов привода цепи без избыточного отклонения, но ни в коем
случае болтов не может быть менее 6.
9.1.5.3.16 Расстояние от оси вала насоса до базовой плиты должна быть сведена до
минимума. Следует предусмотреть адекватный зазор между корпусом
дренажного соединения и базовой плитой, таким образом, чтобы можно
было установить дренажный трубопровод того же размера, как и
соединение, без применения колена (входящего-навертываемого).
9.1.5.3.17 Если не указано иное, продавец должен обработать промышленной
пескоструйной в соответствии с SSPC SP6 все поверхности базовой
плиты, контактирующие с цементом, и покрыть эти поверхности
неорганическим цинковым силикатным веществом для подготовки для'
эпоксидной заливки.
9.1.5.3.18 Базовые, плиты, которые предназначаются для установки с цементной
заливкой, должны иметь поверхности контакта с заливкой свободными
от краски и грунтовки с тем, чтобы способствовать максимальной
адгезии заливки.
9.1.5.3.19 Базовая плита должна иметь подъемные проушины не менее' чем в 4 .
точках. Подъем базовой плиты в сборе со всем установленным
оборудованием не должен вызывать постоянного искажения или иного
повреждения базовой плиты или установленного на ней оборудования..
9.1.5.3.20 Анкерные болты должны поставлять заказчиком. Продавец должен
обеспечить достаточную, выносливость .анкерных болтов, . которые
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Раздел 9-10
	должны выдержать усилия при ответной реакции патрубков во время запуска и работы насоса.
9.1.6.	Испытание
- 9.1.6.1.	Данные статического испытания крутящего момента должны быть в наличии для номинала каждой муфты, и если указано, должны предоставляться для анализа заказчиком. Если указано, магнитные муфты должны подвергать статическим испытаниям крутящего момента для проверки номинала крутящего момента (по 9.1.3.8) с предоставлением сертификатов. Испытания должны быть выполнены при окружающей температуре и поправлены на максимально допустимую температуру.
9.1.6.2.	Перед действительным испытанием производительности, изготовитель насосов должен предоставить процедуру для цеха для количественного определения электромагнитных потерь и для коррекции результатов водных испытаний на эффективность при указанных рабочих жидкостях.
9.1.7.	Подготовка к отгрузке.	. .
9.1.7.1	Открытые валы и муфты валов (насосы с магнитными приводами) должны быть упакованы (обернуты) водоустойчивой формованной восковой тканью или бумагой, пропитанной летучим ингибитором коррозии. Швы должны быть заделаны маслостойкой адгезивной лентой.
9.1.7.2	Подшипники в сборе (насосы с магнитными приводами) должны быть' полностью защищены от попадания влаги и грязи. Если установлены кристаллы ингибитора паровой фазы для поглощения влаги, мешки должны крепиться в доступных местах для облегчения удаления. Где применимо, мешки следует устанавливать в проволочных клетках, прикрепленных к крышкам фланцев. Места расположения метпков следует указать на коррозионно-устойчивых табличках, прикрепленных с помощью проволоки из нержавеющей стали.
9.2.	Насосы с герметичными двигателями
9.2.1.	Общая часть Насосы с герметичными двигателями обозначаются как Тип. СМР. Описание типа СМР дается в Приложении С.
9.2.2	Требования к двигателю
9.2.2.1	Корпус статора герметичного двигателя насоса, включая электрическое питание через переход должен быть рассчитан на максимальное допустимое рабочее давление на корпус, на. выполнение гидростатического испытательного давления и на диапазон рабочих температур.
9.2.2.2	Полость статора двигателей для насосов, изготовленных, для работы с . рабочими температурами в 160 С (320 Ф) или меньше, не должен ' заполняться маслом. При согласии заказчика, может использоваться твердых теплопередающий материал для отвода тепла от . обмоток
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Раздел 9-10
статора. Насосы, изготовленные для работы при рабочих температурах
выше 160 С (320 Ф) должны иметь керамическую изоляцию статоров или
должны включать охлаждающую систему.
9.2.2.3 Электрическое питание через переход для распределительных коробок
герметичных двигателей должно располагаться выше центральной линии
насоса и само дренироваться в полость' статора.
9.2.2.4 Соединительная коробка должна иметь размер, по крайней мере, на один
размер больше, чем стандартный размер по IEC (NEMA).. для
использованного двигателя.
9.2.2.5	Двигатели должны рассчитываться на шунтированный запуск.
9.2.2.6 Двигатели ниже 150 кВт (200 ЛС) должны быть рассчитаны на 3 запуска
в час, когда первоначальный запуск производится при окружающей
. температуре. Двигатели мощностью выше 150 кВт должны обладать
способностью 3 запусков в час, но ограничиваться 8 запусками в сутки.
9.2.2.7 Изоляция обмотки статора должна быть рассчитана на
удовлетворительную работу не мене чем на 175000 часов при
максимальной номинальной температуре и условиях потока.
9.2.2.S Класс F является минимально приемлемым классом изоляции. Изоляция
Класса С не должна использоваться, если иное не указано заказчиком.
9.2.2.9 Если указано, двигатели должны быть рассчитаны для специальных
рабочих условий, таких как частый запуск и работа при разных скоростях
прводимого оборудования. Продавец должен указывать влияние таких
условий на ожидаемую долговечность (срок службы).
9.2.2.10 Если указано, следует обеспечить сертификаты UL, FM или
эквивалентные.
9.2.2.11 * Если это оговорено, то следует включить- подключение для продувки или
промывки для узла статора.
9.2.3 Облицовка статора
9.2.3.1.	Статор в сборе состоит из статора, облицовки статора, опор облицовки,
корпуса и электрического перехода питания и является по определению
устройство, работающим под давлением должен удовлетворять
требованиям 4.3. за исключением следующего:
а)	. Минимальный коррозионный допуск облицовки статора
составляет 0,15 мм (0,005 дюйма)
Ь)	Минимальная толщина облицовки статора должна быть
0,46 мм (0,018 дюйма).
с)	Облицовка статора должна быть испытана
гидростатически в статоре в сборе при давлении, в 1,5
превышающем максимально допустимое рабочее
давление.
9.2.3.2.	Материал облицовки статора должен соответствовать 6.11.
9.2.3.3.....Материалы облицовки статора, не указанные в Приложении Н, должны
............быть одобрены заказчиком.	...
9.2.4. Облицовка ротора
9.2.4.1.	Минимальный допуски по коррозии облицовки ротора должен быть 0,15
мм (0,005 дюйма).
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Раздел 9-10
9.2.4.2.	Материал облицовки ротора должен соответствовать 6.11.
Материалы облицовки ротора, не указанные в Приложении Н, должны быть одобрены
заказчиком.
9.2.5.	Дополнительные требования к табличкам
9.2.5.1	В дополнение к информации на табличке, требуемой согласно п. 6.15.2, таблички герметичных двигателей насосов должны также включать следующую дополнительную информацию: а)	Номинальное напряжение двигателя Ъ)	Полная сила тока нагрузки с)	Класс изоляции двигателя d)	Номинальная мощность двигателя в ЛС е)	Сила тока заторможенного ротора f)	Максимально допустимое рабочее давление насоса и двигателя при номинальное температуре g)	Дата изготовления h)	Диаметр импеллера насоса 	 i)	Идентификация перекачиваемой жидкости j)	Температура возбуждения тепловой защиты двигателя
9.2.5.2.	Для работы во вредных условиях Класса 1, Раздела 1 требуется следующая дополнительная информация на табличке: а)	Границы температуры перекачиваемой жидкости (либо по NFPA 70, или реальная температура) Ь)	Табличка, надпись или эмблема, указывающие на разрешение к применению в области Класса 1 Раздела 1.
9.2.5.2	Для приводов переменной скорости требуется следующая дополнительная информация на табличке: диапазон скоростей двигателя.
9.2.6.	Погружаемые герметичные двигатели насосов В тех случаях, когда насосы рассчитаны и поставляются с клапанной крышкой патрубка сосуда, клапанная крышка должна рассчитываться на такой же максимум давления и температуры, как о сосуд, на котором они . устанавливаются. Если сосуд, на котором насос устанавливается, является сосудом, работающим под давлением, рассчитанным в соответствии с ASME Раздел VIII, отдел 1, тогда пластина крышки должна отвечать тем же критериям. Канал от двигателя до крышки является частью корпуса, работающего под давлением, и он должен быть рассчитан в соответствии со всеми требованиями, предъявляемыми. к • : корпусам насосов, работающих под давлением, таким как допуски по . коррозии, расчетное давление и расчетная температура.
9.2.7.	Испытания Испытания двигателей состоит из измерений сопротивления обмоток и ' .диэлектрических тестов для подтверждения целостности изоляции обмоток. Диэлектрические . тесты должны включать измерения . .
с 1 андар L API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Раздел 9-10
отношения индекса поляризации по 1- и 10-минутным показаниям. Тесты
должны выполняться в соответствии со стандартами IEEE 252 и другими
по согласованию с заказчиком. Если указано, то сертификация
обеспечивается продавцом.
_____	D ZUUU
газделУ-10
10.	.	ДАННЫЕ ПРОДАВЦА
10.1	Общие данные
10.1.1.	Информация, которая	должна быть предоставлена продавцом,
. указывается в параграфах 10.2 и 10.3. Продавец должен составить и
выслать Чертежи продавца и Форму Требуемых данных (См.
Приложение О) в адрес или адреса, указанные в заказе или запросе. Эта
форма должна в деталях описывать график передачи чертежей, кривых, и
данных, согласованных на момент заказа, а также число и тип- копий,
необходимых для заказчика.
10.1.2.	данные должны быть обозначены на передаточных (титульных) листах
писем и в титульных блоках или титульных страницах со следующей
информацией:
а)	Корпоративное название заказчика/пользователя
Ь)	Номер проекта/работы
с)	Номер позиции оборудования и рабочее название .
d)	Номер заказа или запроса заказчика
е)	Любая иная идентификация, указанная с запросе или заказе заказчика
f) Идентификационный номер предложения продавца, номер цехового
заказа, серийный номер или иные сведения, необходимые для полной,
идентификации обратной корреспонденции.
10.1.3.	Когда указано, следует провести координационное совещание,
предпочтительно на заводе продавца, в течение 4 недель после
заключения соглашения о покупке. Повестка. дня, подготовленная для
такого совещания, может включать следующие вопросы:
а)	Заказ на покупку, объем поставки, элемент ответственности, вопросы
субподрядчиков.
Ь)	Листы данных
с)	Применимые спецификации и заранее согласованные исключения ..
d)	Графики передачи данных, производства и тестирования
е)	Программа и методы обеспечения качества
' f)- Инспектирование, экспедирование и тестирование
g)	Схемы и перечни материалов для вспомогательных систем
h)	Физическая ориентация оборудования, трубопроводов .и
вспомогательных систем	.
i)	Размеры магнитных муфт (только MDP) • 
j)	Профиль температуры-давления
к)	Данные по уходу, предоставляемые продавцом
1)	Прочие технические данные
щ) Размеры опорных подшипников и оценочные нагрузки
10.2.	ПРЕДЛОЖЕНИЯ
10.2.1.	Общая часть
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Раздел 9-10
10.2.1.1	. Продавец должен выслать оригинальное предложение и указанное число
копий адресату, указанному в документах запроса. Как минимум,
предложение должно включать данные, указанные в параграфах 10.2.2 -
10.2.4, а также специальное указание, что. система и все ее компоненты
находятся в четком соответствии с данным стандартом. Если система и
компоненты не находятся в четком соответствии, продавец должен
приложить перечень, который детально объясняет каждое
несоответствие. Продавец должен предоставить детальную информацию,
которая позволит заказчику оценить любые предлагаемые
альтернативные конструкции. Вся корреспонденция должна быть
отчетливо идентифицирована в соответствии с параграфом 10.1.2.
10.2.1.2	. Допуски меньше тех, которые требуются по параграфу 6.7.4.2., должны
быть указаны в виде исключений к данному стандарту в предложении.
10.2.2.	Чертежи
10.2.2.1.	Чертежи, указанные продавцом в Форме Требуемых Данных и Чертежей
(См. Приложение О), должны быть включены в предложение. Как
минимум, следует предоставить следующие данные:
а)	Чертеж общей компоновки и план для каждого главного скида или
системы, показывающий направление вращения, размер и место,
расположения основных подключений заказчика, общие размеры,
размеры промежутков для обслуживания. Общие веса, монтажные
веса, максимальные веса по обслуживанию (для каждой единицы
оборудования) и, если применимо, номер Стандартной Базовой
Плиты (См. Приложение М).
Ь)	Чертежи поперечных размеров, показывающие в деталях
предлагаемое оборудование	-
с)	Схемы всех вспомогательных систем, включая контрольные, и всех
электрических систем. Следует включить перечни всех материалов.
d)	Эскизы, показывающие методы подъема собираемой машины или
машин и основных компонентов. (Эта информация может быть
включена в чертежи, указанные в предшествующих пунктах).
10.2.2.2.	Если используются типовые чертежи, схемы и перечни материалов, они
должны быть помечены таким образом, чтобы показать данные '
правильного веса и размеров и отражать реальное предлагаемое
оборудование и объем поставки.
10.2.3.	Технические данные
В предложение следует включить следующие данные:	' 
. а) Перечни данных заказчика, с полной введенной информацией, продавца, и
литературой для полного описания деталей предложения.
Ь)	Перечни данных заказчика по шуму.
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Раздел 9-10
с)	Форма продавца по требуемым данным и чертежам (См. Приложение О),
указывающая график, в соответствии с которым продавец обязуется передать
все указанные данные, как часть контракта.
d)	График отгрузки оборудования, в неделях, после получения заказа.
е)	Перечень основных изнашиваемых компонентов, показывающий
взаимозаменяемость с прочими установками заказчика.
f)	Перечень рекомендуемых запасных частей для запуска и нормального
обслуживания (См. Табл. 11). (Заказчик должен указать любые специальные
требования для долговременного хранения).
g)	Перечень специальных инструментов, поставляемых для обслуживания.
h)	Описание всех необходимых средств защиты от непогоды и для зимовки,
необходимых для насосов, вспомогательных средств, и привода (если он
поставляется продавцом) для запуска, работы и для периодов простоя. Продавец
должен отдельно перечислить средства защиты, которые он предлагает
поставить. (Заказчик должен указать любые требования для долговременного
хранения).
1) ' Полная таблица данных о коммунальных требованиях, таких как пар, вода,
электричество, и внешняя промывочная жидкость, включая необходимое
количество жидкости и поставляемое давление. (Следует определить и ясно
идентифицировать приблизительные данные как таковые). Эта информация
должна быть введена в перечни данных.
j)	Описание тестов и процедур инспектирования для материалов, согласно
требования параграфа 4.11.1.3).
к)	Описание любых специальных требований, указанных в запросе заказчика, и
описанных в параграфах 5.3, 6.1.8, 6.1.11, 6.1.12, 6.4.2.3, 6.9.3.1., 6.11.2, 7.1.4.1,
7.4.1, 9.1.3.8, и 9.1.4.2.2.
1)	Когда указано, перечень аналогичных установленных машин, работающих в
сходных условиях.
ш) Любые ограничения по запуску или работе, необходимые для защиты
целостности оборудования.
п) Расчет удельной скорости всасывания, который должен быть сделан для
максимального диаметра импеллера, для точки наибольшей эффективности.
о) Указание, когда тестирование при номинальной скорости согласно параграфу
8.3.3-.2.3. невозможно . или не рекомендуется. Следует также включить
рекомендации для коррекции производительности насоса от номинала для
условий испытания.
102.4.	Кривые
Продавец должен предоставить полные кривые, производительности, включая
дифференциальный напор, типовую эффективность, водный	. и мощность,
выраженные как функции производительности. Кривые должны быть расширены .по
крайней мере на 120 процентов производительности при пиковой эффективности, и
следует указать номинальную рабочую точку. Следует включить кривую напора для
максимального и минимального диаметров импеллера. Ejleebajca' импеллера и
идентификационный номер импеллера . должны .. быть показаны на. кривых. Если
применимо, кривые должны коррекции вязкости. Следует указать минимальный поток ..
(термальный и стабильный), Предпочтительные и-допустимые рабочие районы, и
любые ограничения работы.
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Раздел 9-10
10.2.5	. Опции
Когда указано, продавец должен предоставить перечень методов любых специальных
или опционных тестов, которые были указаны заказчиком, или предложены
продавцом.
10.3.	КОНТРАКТНЫЕ ДАННЫЕ
10.3.1.	Общая часть
10.3.1.1.	Контрактные данные продавца	должны быть предоставлены и
поддержаны, как указано в Приложении О. Каждый чертеж, перечень
материалов, и листы данных должны иметь титульный блок в нижнем
правостороннем углу, который должен показывать дату сертификации,
указания всех идентификационных данных, перечисленных в параграфе
10.1.2., номер и дату ревизии, и заглавие.
10.3.1.2.	Заказчик должен в кратчайший срок-анализировать данные продавца при
их получении; однако,.-.такой анализ не. должен представлять . собой
разрешение на отклонение от каких-либо требований заказа, если это
специально не согласовано в письменном виде. После выполнения
анализа данных продавец должен предоставить сертифицированные
копии в указанном количестве.
10.3:1.3.	Полный перечень данных продавца должен быть включен в первый
выпуск основных чертежей. Этот перечень должен содержать заголовки,
номера чертежей и график передачи всех данных продавца, которые он
представит (см. Приложение О).
10.3.2.	Чертежи
Предоставленные чертежи должны содержать достаточную информацию, таким
образом, чтобы при помощи чертежей и инструкций, указанных в параграфе 6.3.6,
заказчик мог правильно- установить, эксплуатировать и обслуживать заказанное
оборудование. Чертежи должны быть легко читаемыми, идентифицированные в
соответствии с параграфом Ю.З.1.1., и соответствовать требованиям ISO 31 (символы),
ISO 128 (принципы представления), ISO 129 (принципы установления размеров), ISO
3098 (надписи) (ANSI/ASME Y 14.2М) или иным соответствующим международным
стандартам по согласованию с заказчиком. Каждый чертеж должен включать детали
этого чертежа, перечисленные в Приложении О.
10.3.3.	Технические данные
10.3.3.1.	Данные должны представляться в соответствии с Приложением О и
идентифицированы, в соответствии с параграфом 10.3.1.Г. Любые;
замечания по чертежам или ревизиям спецификаций, которые требуют .
изменений в данных, должны быть указаны продавцом. Эти указания
должны служить основанием для выпуска заказчиком. дополненных и :
скорректированных документов данных как части спецификаций заказа.. -
^шпдлп лг1 об? imrDUJb ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Раздел 9-10
10.3.3.2.	Сертифицированные кривые тестов и данные (Приложение Т) должны
быть представлены в течение 15 дней после испытаний и должны
включать напор и мощность, пересчитанные на правильный удельный
вес, и эффективность, нанесенную на производительность. Если
применимо, следует приложить коррекции вязкости. Должна быть
включена кривая водного высоты столба жидкости под (над)
всасывающим патрубком насоса (Д|§^К), вычерченная по реальным
данным испытания, для импеллера, отлитого по тому же образцу. Лист,
кривых должен включать максимальные и минимальные диаметры
прилагаемой конструкции импеллера, размер отверстия импеллера,
идентификационный номер импеллера и серийный номер насоса.
10.3.4.	Отчет о ходе работ
Если не указано иначе, продавец должен представлять отчеты о ходе
работ заказчику, с периодичностью, указанной в Формах требований к
чертежам и данным продавца (см. Приложение О).
10.3.5.	Перечни частей и рекомендованных запасных частей
10.3.5.1.	Продавец должен представить полные перечни частей для всего
оборудования и поставляемых принадлежностей. Перечни должны
включать единые номера частей изготовителя, материалы конструкций.'
И сроки поставки. Материалы должны идентифицироваться как указано в
параграфе 6.11.2. Каждая часть должна быть полностью
идентифицирована и показана на чертежах поперечного разреза или в
собранном виде таким образом, чтобы заказчик мог определить
взаимозаменяемость этих частей с иным оборудованием. Части, которые
были модифицированы по стандартным размерам и/или по отделке для
удовлетворения специальных требований исполнения, должны быть
единым образом идентифицированы номерами частей для
взаимозаменяемости и в целях будущего дублированного. Стандартные
приобретенные части должны быть идентифицированы наименованием
оригинального изготовителя и номером части.
10.3.5.2.	Продавец должен указать в предыдущих перечнях частей, какие части
. являются рекомендованными запасными частями для запуска и
нормального обслуживания согласно параграфу 10.2.3. Поз. f (Табл. 11).
Продавец должен переслать перечни заказчику незамедлительно после .
получения пересмотренных чертежей и своевременно, чтобы позволить -.
заказать и отгрузить части до полевого запуска. Письмо о пересылке
должно быть идентифицировано данными, указанными в параграфе
10.1.2.
10.3.6,.	Инструкции по Установке, Работе, Обслуживанию и по Техническим
данным
10.3.6.1.	Общая часть	'
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Раздел 9-10
Продавец должен представить достаточные письменные инструкции и
перечень перекрестных ссылок по всем чертежам с тем, чтобы позволить
заказчику правильно установить, эксплуатировать и обслуживать все
заказанное оборудование. Эта • информация должна быть сведена в
инструкции (или в нескольких), с титульной страницей, которая должна
содержать все справочные идентификационные данные, указанные в
параграфе 10.1.2., страницу индексов, которая содержит наименования
разделов, и полный перечень упомянутых и прилагаемых чертежей по
наименованиям и номерам чертежей. Инструкция должна быть
подготовлена для указанной установки, типовая инструкция
неприемлема.
10.3.6.2.	Инструкция по монтажу
Любая специальная информация, необходимая для правильного
проектного монтажа, которой нет на чертежах, должна быть включена в
инструкцию, отдельную от инструкций по работе' и уходу. Эта
инструкция должна быть выслана в срок, взаимно согласованный при
заказе, но не-. -позднее- • -окончательного -отпечатанного выпуска.
Инструкция должна содержать такую информацию, как специальная
ориентация и методы заливки цементным раствором, коммунальные
спецификации (включая количественные данные), и все прочие данные
по проектному монтажу, включая чертежи и данные, указанные в .
параграфах 10.2.2. и 10.2.3.
10.3.6.3.	Инструкция по Работе, Обслуживанию и Техническим данным
Инструкция, содержащая данные по работе, обслуживанию и
техническим данным, должна быть выслана одновременно с поставкой.
Эта инструкция должна включать раздел, который дает специальные.
 указания по работе в специфических экстремальных условиях
окружающей среды, таких, как температура. Инструкция должна, как
минимум, включать также все данные, перечисленные в Приложении О.
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Раздел 9-10
Таблица 11 - Рекомендуемые запасные части
Части	См. при мечание	Запасная часть рекомендуется для:						
		Запуск			Нормальное обслуживание			
Номер идентичных насосов		1-3	4-6	7+	1-3	4-6	7-9	10+
Корпус								1
Крышка, корпуса								1
Импеллер					1	1	2	N/3
Изнашиваемые кольца (набор)	3	1	1	1	1	1	2 •	N/3
Набор подшипников, радиальных, смазываемым продуктом, встроенных	4	1	1	2	1	2	N/3	N/3
Набор подшипников, радиальных, смазываемых продуктом, наружных	4	1	1	2	1	2	N/3	• N/3
Набор подшипников, опорных, смазываемых продуктом	4	1	1.	2	1	2	N/3	N/3
Прокладки, шиммы, 0-образные уплотнения (набор)	3,4 '	1	2	N/3 '	1 '	2	N/3	N/3
СПЕЦИАЛЬНО ДЛЯ НАСОСОВ ТИПА MDP								
Ротор в сборе (приводимый)	1,2,5				1	1	1	1
Корпус подшипников, антифрикционных								1
Вал насоса (с ключом)					1	1	2	N/3
Вал привода (с ключом)					1	1	2	N/3
Подшипник антифрикционный радиальный	4	; Ту	1	2	Г	2	N/3;	N/3
Подшипник, антифрикционный опорный	4	1	1	2	1	2	N/3	N/3
Защитная оболочка	1,2 .				Г -	1	1	1
СПЕЦИАЛЬНО ДЛЯ НАСОСОВ ТИПА СМР								
Ротор в сборе	1,2,5				• 1	1	1	1.
Корпус подшипник, встроенный								1
Корпус подшипника, наружный					1			1
Примечания:
N = номер идентичных насосов
1	= жизненно важные для работы насосы обычно не имеют запасных частей или
частично обеспечиваются ими. Когда жизненно важное устройство повреждается, в
результате возникают производственные потери или. нарушения разрешений в
отношении окружающей среды;
2	= Существенные для . работы насосы необходимы для работы и имеют.
установленные запасные части. Если только главные и запасные части выйдут из строя,
одновременно, возникнут производственные потери.
3	= Нормально изнашиваемые части (см. параграф 6.1.1)
4	- на набор насоса
СТАНДАР Т API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Раздел 9-10
5	= Ротор состоит из всех вращающихся частей, закрепленных на валу.
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
ПРИЛОЖЕНИЕ А - СПРАВОЧНЫЕ ПУБЛИКАЦИИ И МЕЖДУНАРОДНЫЕ
	СТАНДАРТЫ
А.1 Справочные публикации
В данном стандарте приводятся следующие публикации
АВМА1
Стандарт 7	Вал и корпус для метрических радиальных шарикоподшипников и роликоподшипников
Стандарт 9	Номинальные нагрузки и усталостная долговечность шарико- подшипников
Стандарт 20	Метрические шарикоподшипники и роликоподшипники (за ис- ключением конических роликоподшипников) согласно планов ос-
AGMA* 2 9000 9002 API ТУ 5L RP500	новных пределов: размеры, допуски и маркировка Гибкие соединения - классификация потенциального дисбаланса Отверстия и пазы для гибких соединений (дюймовая серия) ТУ для трубопроводов Классификация размещения электрических установок на неф- тяных объектах
Стандарт 541	Шаблонные короткозамкнутые асинхронные электродвигатели - 250 лошадиных сил и более
Стандарт 611	Паровые турбины общего назначение для нефтеочистительно- го объекта
Стандарт 670	Системы контроля за вибрацией, осевым положением и темпе- ратурой подшипников
Стандарт 677	Зубчатые механизмы общего назначения для нефтеочисти-
ASME3 В1.1 В 1.20.1 В 16.5 B16.ll В31.3	тельного объекта Единая винтовая резьба в дюймах (форма резьбы UN и UNR) Трубная резьба, общее назначение (в дюймах) Фланцы трубы и фланцевые фитинги (стальные). Кованые стальные фитинги, привариваемые и нарезные Химический завод и трубная обвязка нефтеочистительного завода
В46.1	Текстура поверхности (шероховатость, волнистость и укладка поверхности)
Y14.2M	Условные и буквенные обозначения линии
Стандарт на котлы и емкости под давлением, раздел II, «Материалы»;
' Американская Ассоциация Производителей подшипников, 1200 19-я улица,
Нью-Йорк, комната 300, Вашингтон Ди Си 20036
2 Аамериканская Ассоциация Производителей шестерен, 1500 Кинг Стрит, комната 201, Алек-
‘ сандрия, Виржиния 22314
3 Американская Ассоциация Инженеров-Механиков, 345 Восточная улица 47, Нью-Йорк, Нью
Йорк Ю017
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
раздел V «Испытания без разрушения»; раздел VIII «Емкости
под давлением»; раздел IX «Качество сварки и пайки»
ASTM4
С 531 Методы испытаний на линейную усадку и коэффициент тепло-
вого расширения химически стойких растворов, цементов и мо-
нолитных поверхностей
С 579 Методы испытаний .на предел прочности при сжатии химиче-
ски стойких растворов и монолитных поверхностей
С 882 Методы испытаний на прочность соединения систем из эпок-
сидной смолы, используемых вместе с бетоном
С 884 Методы испытаний на совместимость тепловых свойств ме-
жду бетоном и покрытием из эпоксидной смолы
С 1181 Методы испытаний на ползучесть при сжатии групп механиз-
мов из химически стойкого полимера
D 638 Методы испытаний на способность к растяжению пластико-
вых материалов
D 2471 Методы испытаний на время образования, геля и экзотермиче-
ской температуры реактивной термоактивной смолы
Е 94 Наставление по радиографическим испытаниям
Е 125 Справочные фотографии магнитного определения наличия час-
. тиц в железистых отливках
Е 142 . 
Е 709 Практика магнитной проверки наличия частиц
AWS5	'
D 1.1 Стандарт сварки швов - сталь
DIN6 .
910 Резьбовые пробки с шестигранной головкой, предназначенные
для работы в-тяжелых условиях
HI7	Нормы, стандарты и ТУ Институту Гидравлики (отделение цен-
тробежных насосов) также составляют часть данного стандарта
FM8 ’
Объединенный завод является организацией по проведению ис-
пытаний и сертификации
IEC9
34-1 Вращающееся электрическое оборудование, часть 1: Техниче-
ские характеристики
IEEE10
252 Методика испытаний многофазных асинхронных электродви-
гателей при наличии жидкости в магнитном зазоре
841 Стандарты на короткозамкнутые асинхронные электродвига-
4 Американское общество по испытаниям и материалам, 100 Бар ХарборДрайв, Уест Коншохо-
кен,.Пенсильвания 19428-2959 . ......... .	.. ....
5 Американское общество сварщиков, 550 Нью-Йорк ЛеДжун Роуд, ПЯ 351040, Майами, Фло- .
рида 33135
6 Deutsches Institut fur Normung, Burggrafenstrasse 6, Postfach 1107, D-l 000 Berlin 30, Germany*
7 Институт гидравлики, 712 Лейквуд Центр Норт, Кливленд, Огайо 44107 . . .
8 Объединенный завод, ПЯ 9102, Норвуд. Массачусетс 02062-9102	/
7 Международная электротехническая комиссия, 3 Рю де Варембе, ПЯ131, Женева, Швейцария,
C-H12I1*
10 Институт инженеров электрического и электронного оборудования, Инк., 345 47 Западная
улица, Нью Йорк, Нью Йорк 10017
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
ISO11	menu TEFC, работающие в тяжелых условиях нефтяной и хи- мической промышленности — мощность до и включая 500л.с.
31-0 128 129	Общие принципы в отношении величин, единиц и символов Технические чертежи - общие принципы представления Технические чертежи — определение размеров - общие принци-
228-1	пы, определения, методы исполнения и специальные символы Трубная резьба, где герметические соединения не выполнены на
•	262	резьбе - часть I:'Определение, размеры и допуски Метрическая винтовая резьба, общего назначения ISO - ото- • бранные размеры винтов, болтов и гаек
281-1	Роликоподшипники - номинальные нагрузки и номинальный ре-
286	сурс-часть 1: «Методы вычислений» Система ISO ограничений и подгонок - часть 1: Основы допус- ков, отключений и подгонок; часть 2 - Таблица стандартных
R 773 .	допусков и отклонений для отверстий и валов . Прямоугольные или квадратные параллельные-.шпонки и соот-
R775 1503 1940/1	ветствующие шпоночные канавки Цилиндрические и конические 1/10 торцы валов Геометрическая ориентация и направления моментов Механические вибрации - требования к качеству балансировки жесткого вала — часть 1;- Определение допустимого остаточ- ного дисбаланса
3098 3448	Технические чертежи Промышленные жидкие смазочные вещества — классификация вязкости по ISO
3740	Акустика - определение уровней мощности звука источника
3744	' шума - точные способы для широкополосных источников для ревеберационных помещений Акустика - определение уровней мощности звука источника шума - инженерные способы для. условий в свободном поле по
3746	плоскости отражения Акустика - определение уровней мощности звука источника шума - способ исследования
5406 5753 7005-1 9905 .10436	Механическая балансировка гибких роторов Роликоподшипники - внутренний радиальный зазор Металлические фланцы — часть 1: Стальные фланцы ТУ на центробежные насосы-условие 1 . Нефтегазовая промышленность - паровые турбины общего
MSS12 . MSS-SP-55	назначения для нефтеочистительных объектов Стандарт качества стальных отливок используемых для кла-.  панов, .фланцев, фитингов и других элементов трубной обвязки - визуальный метод
11 Международная организация стандартизации публикаций, ПЯ 56, Женева, Швейцария, СН-
1211*
12 Общество стандартизации производителей, 127 Парк Стрит, Вена, Виржиния 22180
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
NACE13
Справочник инженера-специалиста по коррозии
MR 0175 Стандартные требования к материалам: сульфидные трещи-
ностойкие металлические материалы для нефтепромыслового
оборудования - справочник инженера-специалиста по коррозии
NEMA14
MG-1 Электродвигатели и генераторы
NFPA15
NFPA 70	Национальный электрический стандарт
SSPC16
SP 6	ТУ на подготовку поверхностей
UL17
Лаборатория страховщиков является организацией по проведе-
нию испытаний и сертификации
Инженерные войска армии США18
CRDC611 Методика испытаний текучих цементных растворов (Метод
Флоукона)
CRD С621 Спецификации инженерных войск на безусадочные растворы
Примечание: стандарты AGMA, DIN, IEC и ISO находятся в международной технической доку-
ментации, 15 Инвернесс Уэй Ист, Энглвуд, Коларадо, 80112-9649
А.2 Соответствующие международные стандарты
В таблице А-1 приводятся международные стандарты, которые охватывают те-
матические разделы, соответствующие стандартам, приведенным в таблице А-1.
В таблице А-2 сведены международные стандарты и стандарты США по компо-
lj Международная NACE (бывшая Национальная ассоциация инженеров-специалистов по кор-
розии) 1440 Саут Крик Драйв, ПЯ 218340, Хьюстон, Техас 77218-8340
1,1 Национальная Ассоциация производителей электрического оборудования, 1300 северная ули-
ца 17, офис 1847, Росслин, Виржиния 22209
15 Национальная Ассоциация пожарной безопасности, 1 Баттеримарч Парк, Куинси,-Массачу-
сетс 02269
16 Совет по окраске стальных конструкций, 40 42 улица, офис 600, Питсбург, Пенсильвания
15222 • .
17 Лаборатория страховщиков, 333 Пфингстен Роуд, Нортбрук, Иллинойс 60062-2096
18 Инженерные войска армии США, 20 Массачусетс Авеню, Нью Вашингтон, Вашингтон Ди Си
203Г4
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
нентам трубной обвязки, которые охватывают те же общие тематические разде-
лы.
Требования, содержащиеся в данных стандартах, могут значительно отличаться
друг от друга, и определение равнозначности или приемлемости этих требова-
ний ложится на участников.
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Таблица А-1 - Соответствующие международные стандарты (смотри примечание)
Страна происхождения и стандарт
Стандарт США	Предмет	Международный ISO	Германия DIN	Великобритания BSI	Франция AFNOR	Япония JIS
ANSI/ABMA Std 7	Вал и посадочные места подшипника для метри-	286-1	5425	5646 часть 1	NFE 22396	B0401
	ческих подшипников	286-2		5646 часть 2		B1566
ANSI/ABMA Std 9	Номинальные нагрузки и усталостная долговеч-	281	622	5512 часть 1	NF ISO 281	B1518
	кость всех шарикоподшипников	76				B1519
ANSI/ABMA Std 20	Метрические подшипники: пограничные размеры	15	6107 часть 3		NF ISO 5753	B1512
		492				B1513
		5753				B1514
						В1520
ANSI/AGMA 9000	Классификация балансировки, гибкие соединения	1940/1	VDI2060	6861 часть 1	NFE 90600	B0905
		8821	740			B0906
		5406	часть А			
ANSI/AGMA 9002	Отверстия и пазы, гибкие соединения	R773	740	3170	NFE	BO9O3
		R774	6885	4235	02-E22175	B0904
		R775	7190			B1301
		286-1			NF ISO 286-1	B1303
		286-2			NF ISO 286-2	
ANSI/ASME В 1.1	Винтовая резьба	262	3643		NFE 03-014	B0205
		(метрическая	(метрическая			B0207
		система)	система)			B0209
						B0211
ANSI/ASME 4.1	Ограничения и посадка цилиндрических частей	286				
ANSI/ASME В 1.20.1	Резьба труб общего назначения	228 часть 1		2779 (уплотнение	NFE 03.005	B0202
		(уплотнение на		на прокладке)		B0203
		прокладке)		21п(уплотнение		
				на резьбе)		
ANSI/ASME В 16.5	Трубные фланцы стальные и из сплава	7005/1	2543 .	4504	NFE	IPI-75-15-1984
			2544		29203/204	
2545
2546
2547
-СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ’ОКТЯБРЬ 2000
ANSI/ASME В16.11	Кованые фитинги
ANSI/ASME ВЗ1.3	Химический завод и трубная обвязка нефтеочи- стительного завода
ANSI/ASME Y14/2M	Условные и буквенные обозначения линии	31 1.28 129 3098
ANSI/AWSED1.1	Стандарт сварки швов
API Std 541 Электродвигатели короткозамкнутые, асинхрон- IEEE841
ные
API Std 611	Паровые турбины общего назначения	10436
Шумы	3746 3744
3740
API Std 670 .	Контроль за вибрацией и температурой подшип-	2372 ников	3945
API Std 677	Зубчатые механизмы общего назначения
API RP 500	Классификация размещения электрических уста-	IEC 79 новок на нефтеочистительных объектах
API RP 686	Установка оборудования и проектирование уста- новок
API Spec 5L	ТУ на трубопровод	6708 7268
2548 2549 2550 2551			
910	3799	NFE 29600	
	1600		B8270
	308 части 2 и 3	NFE 04202/203	
	4870/1/2	NFP 22471	Стандарт общества общества сварочных технологий Японии
	
4312	132
45635Р.1 45635Р.2 45635Р.8 45635Р.24 45635Р.40 45645	4196 часть 4 4196 часть 6 4196 часть 0	NFS 31027 NFS 3 1067 (для раздела 2)
VDI2056	4675	NFE 90300
VDI2059		NFE 90301
5345 часть 2	NF-S	RIIS-TR.-79-1
		RIIS-TR-85-1
		
NFE-29.001
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000 •
Стандарт на котлы и Проектирование и конструкция корпусов под дав- емкости под давле- лением нием: раздел II	
- Раздел V	Испытания без разрушения образца
Раздел VIII Подраздел 1	Правила конструирования емкостей под давлени- ем ; 
Раздел IX	Сварка и пайка
ASTM А53	Стальные трубы оцинкованные сварные и бес- шовные и с нанесенным защитным покрытием путем погружения в расплав
ASTM AI05/A105 М	Кованая углеродистая сталь для элементов труб- ной обвязки
ASTM А106	Бесшовная труба из углеродистой стали для рабо- ты при высоких температурах
ASTM А120	Стальные трубы оцинкованные сварные и бес- шовные и с нанесенным защитным, покрытием путем погружения в расплав для обычного поль- зования у
ASTM А153/А153 М .	Цинковое покрытие (путем погружения) на обору- дование из чугуна и стали
ASTM А181/А181 М	Кованые изделия и углеродистой стали для труб- ной обвязки общего назначения
ASTM А182/А182 М	Стальные фланцы труб кованые или из легирован- ной стал и-проката, кованые фитинги, клапаны и элементы для работы при высоких температурах
ASTM AI93/A193 М	Материалы для болтовых соединений из легиро-
AD-MERK- BLATTER
SEC.HP 5/3	4080 части l и II	G0801
Z2343
.	' Z2344
Z3060
R831	5500	CODAP 	B8270
TR7468	G0565
Z2302
SEC.HP 2	4870/1/2	Z2242
SEW 110	Z3040
8560/63	Z3801
Z3881
Z3891
G3452/G3454
1629	1503	NFA 49.281	G3201
17155	G3202
G4051
17175	3602	NFA 49.211	G3456
G3442
	1706	B3201	
10083	1503	NFA 36.612	G3202
17440	1503	NFA 36.607	G3203
17175			G3214
17240/17440	4882	NFA 35558	G4107
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
ванной или нержавеющей стали для работы при высоких температурах	
ASTM А194/А194 М	Гайки из углеродистой и легированной стали для болтов, работающих при высокой температуре
ASTM А216/А216 М	Изделия из углеродистой стали пригодное для сварки плавлением и работы при высоких темпе- ратурах
ASTM A217/A2I 7 М	Изделия из мартенситной нержавеющей и легиро-
ванной стали для элементов, работающих под
давлением, пригодные для работы при высоких
температурах
ASTM А240/А240 М	Пластины, листы и полосы из жаропрочной хро- мированной и хромоникелевой нержавеющей стали для изделий, работающих под давлением
ASTM А266/А266 М	Кованые заготовки из углеродистой стали для элементов, работающих под давлением
ASTM А269	Бесшовные и сварные трубы из аустенитной не- ржавеющей стали общего назначения
ASTM A276 '	Стержни и профили из нержавеющей жаропроч- ной стали
ASTM АЗ 12/АЗ 12 М	Бесшовные и сварные трубы из аустенитной не- ржавеющей стали
ASTM A35I/A351 М	Изделия из аустенитной стали для работы при высоких температурах
ASTM А434	Закаленный и отпущенный сплав, стальные стержни кованные или холодного проката
ASTM А473	Кованые заготовки из нержавеющей и жаропроч- ной стали
ASTM А479/А479 М	Стержни и профили из нержавеющей жаропроч- ной стали для элементов, работающих под давле- нием
ASTM А494/А494 М	Литье из никеля и никелевого сплава
ASTM А515/А515 М	Элементы из углеродистой стали, работающие под давлением, под средние и высокие температуры
17200/17245	1506	G4303
17440	4882	G4051 1506	G4303
17245	1504	NFA	G5151 32055/32060.
17445	1504	NFA32055	G5121
17440	3605	NFA 49117	G3463
17440	970	NFA 35544	G4303 G4317
17440	3605	NFA 49214/42219	G3459
17445 17465 SEW 410	1504	NFA 32055	G5121
EN 10083	#N 10083-1	NFEN 10083-1	G4104
G4105
СТАНДАРТ API 6б5 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
ASTM А516/А516М	Листы из углеродистой стали для емкостей под давлением, работающих при средних и низких температурах
ASTM А524	Бесшовные трубы из углеродистой стали для ра- боты при температуре воздуха и низких темпера- турах
ASTM А564/А564 М	Стержни, проволока и профили из нержавеющей и жаропрочной стали горячего и холодного проката, дисперсионного твердения
ASTM А576 Стержни из углеродистой стали горячей ковки
особого качества
ASTM А695	Стальные стержни горячей ковки особого качества для гидравлических систем
ASTM А743/А743 М	Изделия из хромированного чугуна, хромоникеле- вого чугуна общего назначения корозионностой- кие
ASTM А744/А744 М	Изделия из хромированного чугуна, хромоникеле- вого чугуна корозионностойкие для работы в тя- желых условиях
ASTM А747/А747 М	Изделия из нержавеющей стали, твердеющей при осадках
ASTM А790/А790 М Сварные и бесшовные трубы из феррит-
	ной/аустенитной нержавеющей стали
ASTM А890/А890 М	Литье, хромоникелевомолибденовый чугун, коро- зионностойкое, двойное (ферритное/аустенитное)
ASTMB23	Сплав белого металла для подшипников (известен как баббит)
ASTM В127	Пластины, листы и полосы из никель-медного сплава (UNS N04400)
ASTM В164	Брус, стержни и проволока из никель-медного сплава
ASTMB265	Полосы, листы и пластины из титана и титанового сплава
ASTMB333	Полосы, листы и пластины из никель- молибденового сплава
10028		G3106
G3460		
		G4303
		G4309
970 PT	MFA 35552	G4051
SEW 410		G5121
7445	1150	
SEW 410		G5121
		
		
	3332	H5401
		
3076-NA13
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 7000
ASTMB335	Брус из никель-молибденового сплава
- ASTMB338	Бесшовные и сварные трубы из титана и титаново- го сплава
ASTM В348	Стержни и заготовки из титана и титанового сплва
ASTM В363	Бесшовные и сварные фитинги из нелегированно- го титана и титанового сплав
ASTMB366	Фитинги заводского изготовления из кованого никеля и никелевого сплава
ASTM B367	Литье из титана и титанового сплава
ASTM B381	Кованые заготовки из титана и титанового сплава
ASTM B462	Фланцы трубы кованые или катанные (UNS N08020, UNS 08026, UNS N09367, UNS R20033), кованые фитинги, клапаны и элементы для работы при высоких температурах
ASTM B464	Сварные трубы UNS N08020, N08024, N08026 сплав 20
ASTMB468	Сварные трубки UNS N08020, N08024, N08026 сплав 20
ASTMB473	Стержни и проволока из стабилизированного сплава хрома, никеля, молибдена, меди, колумбия (UNSN08020)
ASTMB564	Кованые заготовки из сплава никеля
ASTMB574	Брус из сплава низкоуглеродистого никеля, мо- либдена и хрома; низкоуглеродистого никеля, хрома, молибдена; низкоуглеродистого никеля, хрома, молибдена, вольфрама
ASTMB584	Отливки в песчаных формах из сплава меди обще- го назначения
ASTMB619	Сварные трубы из сплава никеля и никеля- кобальта
ASTM B622	Бесшовные трубы и трубки из сплава никеля и никеля-кобальта
17751
17655	1400	NFA 53707-	H510
		53709	H5102
			Н51П
			Н5112
			H5115
C i АНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
ASTM В626	Сварные трубки из сплава никеля и никеля- кобальта	
ASTM В729	Бесшовные трубы и трубки UNS N08020, N08024, N08026	
ASTMB861	Бесшовные трубы из титана и титанового сплава	
ASTM B862	Сварные трубы из титана и титанового сплава	
ASTM D1418	Практика для изделий из резины и каучука	
ASTM D2422-68	Стандартные промышленные жидкие смазочные вещества — класс вязкости ISO	3448
ASTM E94	Указания по радиографическим испытаниям	
ASTME125	Справочные фотографии магнитной индикации
ASTM Е142	Управление качеством радиографических испыта- ний
ASTME709	Практика магнитной проверки наличия частиц
ASTM F467/F467 М	Гайки из цветного металла общего назначения
ASTM F468/F468 М	Болты, винты с шестигранной головкой и шпильки из цветного металла общего назначения
MSSG-SP-55	Стандарт качества стальных отливок для клапа- нов, фланцев, фитингов и других элементов труб- ной обвязки (визуальный метод)
NACE MR0175	Сульфидные трещиностойкие металлические ма- териалы для нефтепромыслового оборудования
NEMASM23	Паровые турбины для механического привода
NFPA 70	Национальный электрический стандарт
SSPCSP6	Промышленная пескоструйная очистка
	6057	NFT 40002	
	4231	NFT 60141	
5411/T/l и 2	2737 (для литья)	UFA 04160 (для литья)	G0581 Z3104 Z3106
1650	4080 (для крите- рий приемки)		G0565
54109	3971		G0581 Z3104 Z3106
54130	6072	NFA 04193/	G0565
А09590
IEC79
NFC 02-205U
JEAC8001
7079
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАхЧИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Таблица А-2 — Элементы трубной обвязки — Соответствующие международные стандарты
Стандарт страны
Элемент	США ASTM	UNS	Международн. ISO	Г ермания DIN 17007	г Германия DIN 17006	Великобритания BSI	Франция AFNOR	Япония JIS
Болт, соедине- ние, фланец	А193 класс В 7 А194 класс 2Н	G41300 G10350	2604-2-F31 683-1-С35е	1.7258	24Сг Мо5	1506-661	42Сг Мо4 2С35	G4107 Cl SNB7 G4051 CI S45C
Фитинги, кла- паны и фланце- вые элементы; углерод, сталь	А 105 или А181			1.0254	St 37.0	1503	А48СР	G4051 CI S25C
Фитинги и муф- ты; ковкое же- лезо, оцинко- ванное.	А338 и А197 класс 150 ков- кое железо оцинкованное до А153					1706		
Фитинги и муф-. ты; нержавею- щая сталь .	А182 тип 316 L нерж.	S3 1603	683-13-19	1.4404		1503 316.S.I1	Z6CN18-09 Или Z6WD18-12-03	G3214 GR SUS316L
Прокладки	Тип 316 нерж, сталь спираль- ная намотка	S3 1600		14436	X.2CrNi 19.11	1449 часть 2 316.S.11	Z3 CN 18-10 или Z3CND17-12-02	SUS316
Труба; углеро- дистая сталь	АЮбклассВ, или А524 или API ТУ 5L, класс А или В		2604	1.0254	St 37.0	3602	TU 43С	G5456 Gr STPT 370/4110
Труба; углеро- дистая сталь, оцинкованная	А53 тип F Sche 40 оцинкован- ная до А153					1706	TU26CH 18-12	
Труба; нерж. . сталь	А312тип316Ь нерж.	S31603	683-13-19	1.4404	X3CrNiMo 17132	3605 часть 1 316.S.11	TU26 СН 18-12 или TU26-CN17-12	G3459 Gr SUS316LTP
Трубка; нерж, сталь	А269 бесшовная Тип 316 нерж, сталь	S31600	2604 Gr TS61	1.4436		3605 часть 1 316.S.11	TU26CH 18-12 или TU26-CN17-I2	G3459 Gr SUS316 JI
Примечание: Соответствующие международные стандарты допускаются в качестве варианта при согласии Покупателя.
appendix c—sealless pump nomenclature
ПРИЛОЖЕНИЕ С - НАСОС БЕЗ УПЛОТНЕНИЯ. ОПИСАНИЕ
КОНСТРУКЦИИ.
Рис.1 С-1 - Насос с магнитным приводом. С независимым соряжением.
1.	Корпус
2.	Рабочее колесо
3.	Вал насоса
12. Привод насоса
15.	Подшипник внутренний
19.	Подшипник внешний
19. Рама	'
37. Хомут подшипника внешний
72.	Упор хомута внутренний
73.	Прокладка
74.	Упор хомута внешний
230. ... (текст неразборчив)
Рис. С-2 - Герметичный электронасос.
1.	Корпус
2.	Рабочее колесо
8.	Вал, узел двигателя
201.	Кожух статора (вторичная оболочка)
217. Облицовка статора
221.	Облицовка ротора
222.	Узел ротора
223.	Узел статора
235.	' Втулка, подшипник, внешний
236.	Втулка, подшипник, внутренний
243. Электрическое соединение.цилиндра;
300.	Термовыключатель'
301.	Изолирующий блок подачи питания
302.	Упорный подшипник
305.	'Опорная втулка' ......
306.	Шейка втулка
307.	Полость ротора
309.	Жидкостной зазор
Рис, С-3 - Насос с магнитным приводом. Термины, определённые в
разделе 3.
1.	Внутреннее магнитное кольцо (3.19)
2.	Камера ротора (3.59)
3.	Внутренняя магнитная оболочка (3.20)
4.	Внешнее магнитное кольцо (3.47)
5.	Кожух на вторичное давление (3.67)
6.	Защитная оболочка (3.6)
7.	Камера ротора (3.59)
Рис. С-4 - Герметичный электронасос. Термины, определенные в
Разделе 3.
1.	Изолирующий блок подачи электропитания (3.15).
2.	Облицовка ротора (3.61)
3.	Камера ротора (3.59)
4.	Камера ротора'(3.59)
5.	Воздушный зазор (3.1)
6.	. Облицовка статора (3.74)
7.	. . Кожух статора (3.73)	г
8.	• Т-Кожух на вторичное давление.(3.67)	. /	'
9.	Жидкостной зазор (3.67) .
66
API Standard 685
CfcbiX)
2 Hpeler
?. $лап pznp
li’S-’ШЛ i)n.“
1 ! Эгаг r.j irocarO
15	oiahaarr:
.':sirw
37 Co’oi team;cjltears
“2 Gi'/iai tnrusi irtiaArc
74 C'OlЙ1. lI'l'U:' MDOrtHj
2341 l.tjjrc-.c aasenit<y inrc’
231 contanm&rn
ZXS lAi’jfcn as-s-riiriyy, cuie<
223 Hauairo. tear nj
Lt-T p.ujTinr; t»aarlnp
23* Bui’ii-iy irtiirinij outbsuzf
233 C-avw aasirci
251 R<'>2. ri.lj
Figure C-1—Magnetic Drive Pump, Separately Coupled
Sealless Centrifugal Pumps for Petroleum, Heavy Duty Chemical, and Gas Industry Services
67
1	Casing
2	Impeller
В Shaft, rotor assembly
201 Stator housing (secondary containment)
217 Stator liner
221 Rotor liner
222 Assembly, rotor
223 Assembly, stator
235 Bushing, bearing, inboard
237 Bushing, bearing, outboard
243 Box, electrical connection
300 Switch, thermal
301 Feed through barrier
303 Bearing, thrust •
305 Sleeve, backup
306 Journal sleeve
30B Rotor chamber
309 Liquid gap
Figure C-2—Canned Motor Pump
68
API Standard 685
APPENDIX D—CIRCULATION AND PIPING SCHEMATICS
70
API STANDARD 685
IT	Flow Indicator
Tl	Temperature Indicator
Pl	Pressure Indicator
Option must be specified Ln the purchaser-
Instrument (letters indicate function)
Orifice.
Block and bleed valve
О ate valve
Throttle valve
Meat exchanger
Separator
0
Circ pot with level gauge
Figure D-1—Appendix D Legend
Sealless Centrifugal Pumps for Petroleum, Heavy Duty Chemical, and Gas Industry Services
71
Clean Pumpage
PLAN
I-SD
Internal recirculation from high pressure
through the rotor chamber to an auxiliary
impeller and back to pump discharge.
Sockel welded nipple
with welded cap
for possible future
circulating fluid
Dead-ended rotor chamber with no
circulation of flushed fluid (used for
temperature thinning viscous fluids.
PLAN
ILS’
Recirculation from pump discharge through
an orifice to the rotor chamber and back to
suction.
PLAN
I3-S
Recirculation trom pump discharge to the
rotor chamber, through an orifice and back
Io pump suction.
PLAN
13-St
Reverse circulation trom pump discharge
through the rotor chamber to an external
suction vessel.
PLAN
2J-S-
Recirculation Irom pump discharge through
an orifice and cooler to the rotor chamber
and back to pump suction.
PLAN
23-S
Recirculalion from roior chamber through a
cooler back to rolor-chamber using an
auxiliary pumping device.
Figure D-2—Circulating Fluid Arrangements
72
API Standard 6B5
Dirty or Special Pumpage
Figure D-3—Circulating Fluid Arrangements
Sealless Centrifugal Pumps for Petroleum, Heavy Duty Chemical, and Gas Industry Services
73
COOLING WATER PIPING
Cooling io roior housing jacket with parallel flow tn
circulating fluid heat exchanger
Figure D-4—Cooling Water Piping Arrangements 
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
ПРИЛОЖЕНИЕ Е - ПРИБОРНОЕ ОСНАЩЕНИЕ И СИСТЕМЫ ЗАЩИТЫ
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Таблица Е-1 - Приборное оснащение и системы защиты
Кодовая отметка	Название	Расположение	Функция
СЕ	Датчик проводимости	Нижняя точка вторичной герметичной зоны	Отключение при обнаружении проводящей среды, что указывает на неисправность первичной оболочки
1Е	Датчик тока	Электродвигатель	Индикация или аварийная сигнализация 1 отключение по падению тока при работе насоса в условиях работы в сухом режиме или при разрыве магнитного сцепления
JE	Датчик мощности	Электропроводка двигателя	Индикация или аварийная сигнализация / отключение при малой или большой мощности вследствие работы в сухом режиме, чрезмерной нагрузки или при однофазном режиме работы трехфазного двигателя
LE	Датчик уровня	Прием насоса или выкидной трубопровод	Разрешение/отключепие при отсутствии необходимого уровня жидкости, чтобы не допустить работу в сухом режиме.
ME	Светочувствительный датчик влажности	Нижняя точка вторичной герметичной зоны	Отключение, если оптический датчик обнаружит жидкость во вторичной герметичной оболочке, что говорит о неисправности первичной оболочки.
PS	Реле давления	Вторичная оболочка под давлением	Отключение при подъеме давления из-за утечки из герметичной оболочки
ТЕ1	Автоматический термовыключатель	Статорные обмотки электродвигателей	Подача аварийного сигпала/отключение при высокой температуре на обмотках вследствие прекращения циркуляции жидкости или при слишком большой нагрузке.
ТЕ2	Датчик температуры с термокарманом	Путь движения циркулирующих веществ	Индикация или аварийная сигнализация / отключение при высокой температуре вследствие прекращения циркуляции жидкости или при разрыве магнитного сцепления
ТЕЗ	Датчик температуры - прямое измерение	На защитной оболочке	Индикация или аварийная сигнализация / отключение при высокой температуре вследствие прекращения циркуляции жидкости или при разрыве магнитного сцепления
VE	Датчик вибрации	На насосе рядом с гнездом подшипника	Индикация или подача аварийного сигнала / отключение при слишком большой вибрации
ZE	Датчик положения вала	На корпусе насоса	Индикация или подача аварийного сигнала / отключение при значительном изменении положения вала. Смещение может быть радиальным или по оси и указывает износ подшипников, работающих в масле.
DI	Дренаж из первичной оболочки	Нижняя точка первичной оболочки	Из первичной оболочки удаляется вся жидкость при выводе из эксплуатации
D2	Дренаж из вторичной оболочки	Нижняя точка вторичной герметичной зоны	Из вторичной оболочки удаляется вся жидкость при выводе из эксплуатации
D3	Дренаж вторичной схемы управления	Нижняя точка в области, которая находится непосредственно снаружи перегородки вторичной схемы управления	Контролируемый путь утечки жидкостей из оболочки вторичной схемы управления.
VI	Сброс из первичной оболочки	Верхняя точка первичной оболочки	Выпуск паров из первичной оболочки
V2	Сброс из вторичной оболочки	Верхняя точка вторичной оболочки	Выпуск паров из вторичной оболочки
Figure E-1— Magnetic Drive Pump
Electric
Motor
Driver
API Standard БВ5
 • .П: •.
''.ay.'-

7В
API Standard 685
Figure E-2—Vertical In-Line Canned, Motor Pump
Z? &p a	S'?ft6?
^Aer^p0 /-г<ж-0с

Figure E-3—Horizontal Canned Motor Pump
Стандарт API 685 Приложение G-l
ПРИЛОЖЕНИЕ G - СПРАВОЧНИК ПО КАТЕГОРИЯМ МАТЕРИАЛОВ
Стандарт API 685 Приложение G-l
Таблица G-1 Категории материалов по отношению к рабочим жидкостям центробежных насосов
	Темпер, диапазон					
			• Диап.	Категория		См.
Технологическая жидкость	Град. С	° Град. F	° давления . материала			прим.
Кипящая и технологическая вода	<120	<250	Все		S-1 .	4
	120-175 250-350 Все				S-5	4
	>175	. >350	Все		С-6	4
Циркуляционный насос бойлера	>95	>200	Все		С-6	
Сточные воды, вода приемника орошаемой фракции, ,	<175	>350	Все	S-3 или S-6		5
забор воды, углеводороды с такими водами, включая потоки орошения	>175	>350	Все		С-6	5
Пропан, бутан, сжиженный попутный газ и аммиак (NH31	<230	<450	, Все .		S-1	
Солярка; бензин; лигроин; керосин; газойли; легкие, средние и тяжелые смазочные	<230-	<450	Все		S-1	
масла; мазут; отстой; сырая нефть; асфальт;	230-370	450-700	Все		S-6	5,6
синтетические остатки разгонки сырой нефти	>370	>700	Все		С-6	5
Некоррозионные углеводороды, напр., каталитич.продукты реформинга, . изомаксат, обессеренные масла	230-370	450-700	Все		S-4	6
Ксилол, толуол, ацетон, бензин, фурфураль, кумен	<230	<450	Все	S-1		
Углекислый натрий, докторский раствор	<175	<350	Все	S-1		
Каустическая (едкий натр)	<100	<210	Все	S-1		7
концентрация<20%	>100	>200	Все			
Кислая вода	<260	<470	Все	D-1		
Сера (жидкая фаза)	Все	Все	Все	S-1		
Суспензия фторхлороуглеводорода	<370	<700	Все	С-6		
Карбонат калия	<175	<350	Все	С-6		
	<370	<700	Все	А-8		
Растворы МЕА, DEA, TEA	<120	<250	Все	S-1 .		
Бедные растворы DEA, TEA	<120	<250	Все	S-1		8
Бедный раствор МЕА (только СО2)	 80-150	175-300	Все	S-9		8
Бедный раствор МЕА (СО2 и H2S)	80-150	175-300	Все			7,8
Богатые растворы МЕА, DEA, TEA	<80	<175	Все	S-1		8
Концентрация серной кислоты >85%	<38	<100	Все	S-1		5 '
85%-<1%	<230	<450	Все	А-8		5
Концентрация плавиковой кислоты >96%	<38	<100	Все	S-9		5
Примечания:
1.	Материал для деталей насоса по каждой категории материала указан в Приложении Н. .
2.	По технологическим жидкостям, которые не указаны в данной таблице, следует получать дополнительные
консультации. .
3.	Необходимо проявлять осторожность при использовании никельсодержащей нержавеющей стали для
перекачки хлорсодержащих жидкостей. Обычно никель плохо противостоит хлору.
Справочные примечания:
4.	При выборе материала следует учитывать содержание кислорода и накопление воды. .
5.	Коррозионность сточных вод, углеводородов свыше 230°С, кислот и кислых шламов
может широко варьироваться. Для каждой жидкости необходимо получить материаловедческие
рекомендации.
Вышеуказанная категория материала будет пригодна для большинства этих технологических жидкостей,
однако для этого потребуются дополнительные проверки.
б.	Если у продукта малая коррозионная стойкость, то для технологических жидкостей с температурой
Стандарт API 685 Приложение G-l
23Г-370°С необходимо брать материалы категории S-4. Для каждого случая необходимы конкретные
рекомендации по материалам.	
7.	Все сварные швы должны быть отпущены.
8.	Нельзя эксплуатировать материалы категории А-7 в корпусах углеродистой стали.
Стандарт API 685 Приложение G-l
ПРИЛОЖЕНИЕ Н - ДЕТАЛИ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ:
МАТЕРИАЛЫ И ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ
Стандарт API 685 Прилькение G-l
ТАБЛИЦА Н-1 МАТЕРИАЛЫ ДЛЯ БЕЗСАЛЬНИКОВЫХ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ
Цеталь	Материалы юлного соответствия	S-1	S-3	S-4	S-5	S-6	Категория и аббревиатуры материалов			А-7	А-8	D-1	Н-1	Н-2	Т-1	А-9
							S-8	S-9	С-6							
		Сталь чугун	Сталь Никель- устойч.	Сталь Сталь	Сталь Сталь 12% хром	Сталь Сталь 12% хром	Сталь 316 аустенит	Сталь Монель	хром 12% хром 12%	Аустенит Аустенит (1 и 2)	316 Ауст. 316 Ауст. (1 и2)	Дуплекс Дуплекс	Каст.В Хаст.В	Хаст.С Хаст.С	Гитан Гитан	Зплав 20 Оплав 20
Корпус под давлением (корпус насоса,крышка)	Да	Углерод, сталь	Углерод, сталь	Углерод, сталь	Углерод, сталь	Углерод, сталь	Углерод, сталь	Углерод, сталь	Хром 12%	Ауст.	Ауст.316	Дуплекс.	Хает.В	Хаст.С	гитан	Сплав 20
Вторичный корпус под давлением	Да	Углерод, сталь	Углерод, сталь	Углерод, сталь	Углерод, сталь	Углерод, сталь	Углерод, сталь	Углерод, сталь	Углерод, сталь	Углерод, сталь	Углерод, сталь	Углерод, сталь	Углерод, сталь	Углерод, сталь	Углерод, сталь	Углерод, сталь
Крыльчатка	Да-	Чугун	Никель- уст.	Чугун	Чугун	Хром 12%	Ауст.316	Монель	Хром 12%	Аустенит	Ауст.316	Дуплекс.	Хает. В	Хаст.С	гитан	Сплав 20
Компенс. кольцо корпуса	Нет	Чугун	Никель- уст.	Чугун	Хром 12%	Хром 12%	Наплав. 316 аустенит (3)	Монель	Хром 12% закаленный	Наплав, аустенит (3)	Наплав, аустенит (3)	Дуплекс.(З)	Ха ст. В	Хаст.С	титан	Сплав 20
Компенс. кольцо крыльчатки	Нет	Чугун	Никель- уст.	Чугун	Хром 12% закаленный	Хром 12% закаленный	Наплав. Аустенит 316 (3)	Монель	Хром 12% закаленный	Наплав, аустенит (3)	Наплав, аустенит (3)	Дуплекс.(3)	Хаст.В	Хаст.С	титан	Сплав 20
Вал ’	' Да	Углерод сталь	Углерод сталь	Углерод сталь	Сталь 4140 AISI	Сталь 4140 AISI	Ауст.316	Монель-К	Хром 12%	Аустенит	Ауст.316	Дуплекс.	Хаст.В	Хаст.С	титан	Сплав 20
. Мокрый конец вала	. Да	Углерод сталь	Углерод сталь	Углерод сталь	Сталь 4140 AISI	Сталь 4140 AISI	Ауст.316	Монель-К	Хром 12%	Аустенит	Ауст.316	Дуплекс.	Хаст.В	Хаст.С	титан	Сплав 20
Приводной конец вала.	Нет	Углерод сталь	Углерод сталь	Углерод сталь	Углерод, сталь	Углерод, сталь	Углерод, сталь	Углерод, сталь	Углерод, сталь	Углерод, сталь	Углерод; сталь	Углерод, сталь	Углерод сталь	Углерод, сталь	Углерод сталь	Углерод. , сталь
Муфты или шайбы вала	Да	Чугун	Никель- уст.	Чугун	Хром 12%	Хром 12%	Ауст.316	Монель-К	Хром 12%	Аустенит	Ауст.316	Дуплекс.	Хаст.В	Хаст.С	гитан	Сплав 20
Стандарт АРГ'б&о Приложение G-l
ТАБЛИЦА Н-1 МАТЕРИАЛЫ ДЛЯ БЕЗСАЛЬНИКОВЫХ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ
	Материалы золного :оответствияь	S-1	S-3	S-4	S-5	S-6	Категория и аббревиатуры материала			А-7	А-8	D-1	Н-1	Н-2	Т-1	А-9
							S-8	S-9	С-6							
- А'.-: '    ' Деталь		„таль/ |угун	Сталь/ Зикель- /стойч.	„таль/ Сталь	Сталь/ Сталь с 12% хром	Сталь/ Сталь с 2% хром	Сталь/316 зустепит	Сталь/ Монель	<ром 12%/ кром 12%	Аустенит/ Аустенит Ци2)	316 Ауст. 316 Ауст. Ди 2)	Зуплекс Зуплекс	Хаст.В Хаст.В	Хаст.С Хаст.С	Гитан Гитан	Сплав 20 Сплав 20
Вкладыш статора л ротора	Да	Ауст.316L	Ауст.31.6 L	Ауст.З 16L	Ауст.З 16L	Ауст.З 16L	Ауст.З 16L	Ауст.З 16L	Ауст.З 16L	Ауст.З 16L	Ауст.З 16 L	Дуплекс.	Хаст.В	Хаст.С	гитан	Сплав 20
Защитная оболочка	Да	Ауст.316L	Ауст.З 16L	Ауст.З 16L	Ауст.З 16L	Ауст.З 16L	Ауст.З 16L	Ауст.З 16L	Ауст.З 16L	Ауст.316L	Ауст.З 16L	Дуплекс.	Хаст.В	Хаст.С	гитан	Сплав 20
Оболочка внутр. Магнита	Да	Ауст.З 16L	Ауст.З I6L	Ауст.З 16L	Ауст.З 16L	Ауст.З I6L	Ауст.З 16L	Ауст.З 16L	Ауст.З 16L	Ауст.З 16L	Ауст.З 16L	Дуплекс.	Хаст.В	Хаст.С	гитан	Сплав 20
Втулки диффузора	Нет	Чугун	Никель- уст.	Чугун	Хром 12%	Хром 12%	Ауст.З 1 б	Монель	Хром 12% закаленный	Аустенит	Ауст.З 1 б	Дуплекс	Хаст.В	Хаст.С	гитан	Сплав 20
Магниты (маг.привод)	Нет	См. приложение 1, "Магнитные материалы"														
Материалы эл.двигателя (СМР)	Нет	Прим.5	Прим.5	Прим.5	Прим.5	Прим.5	Прим.5	Прим.5	Прим.5	Прим.5	Прим.5	Прим.5	Прим.5	Прим.5	Прим.5	Прим.5
Заклепки корпуса	. Да	Сталь 4140 AISI	Сталь 4140 AISI	Сталь 4140 AISI	Сталь 4140 AISI	Сталь 4140 AISI	Сталь 4140 AISI	Монель-К наплавл. (8)	Сталь 4140 AISI	Сталь 4140 AISI	Сталь 4140 AIS1	Дуплекс.(8'	Ауст.304	Ауст.304	Сталь 4140 AISI	Ауст.304
Уплотнения корпуса.	Нет	Ауст. Спиральн. пружина (6)	Ауст. Спиральн пружина (б)	Ауст. Спиральн пружина (6)	Ауст. Спиральн. пружина (6)	Ауст. Спиральн. пружина (б)	Ауст. Спиральн пружина (б)	Монель, спирал, пружина, запол.ПТФЕ (6)	Ауст. Спиральн. пружина (6)	Ауст. Спиральн пружина (б)	Ауст. 31 б Спиральн пружина (б)	Дуплекс СС спирал, пружина (б)	Графойл или тефлон	Г рафойл или тефлон	Г рафойл или тефлон	Графойл или тефлон
Стандарт API 685 Приложение G-l
Смачиваемый крепеж (болты)	Да	Углерод, сталь	Углерод, сталь	Углерод, сталь	Ауст.З 16	Ауст.З 16	Ауст.З 16	Монель-К	Ауст.З 16	Ауст.З 16	Ауст.З 16	Дуплекс.	Каст. В	Хаст.С	гитан	Сплав 20
Общие примечания: '	,
I.	Аустенитная нержавеющая сталь включает в себя типы ISO 683-13-10/19 (стандартные типы A1SI 302,303,304,316,321 и 347). Если требуется какой-либо определенный тип, то заказчику
необходимо его указать,
2.	Для консольных насосов можно использовать AISI 4 140, если это позволяет технологическая жидкость.
3.	Поставщик должен указывать в предложении необходимость наплавки или конкретных наплавленных материалов Для каждого случая.
Альтернативой наплавке могут служить рабочие зазоры (2.6.4) или беззадирные материалы типа Нитроник 60 и Ваукеша 88, в зависимости от коррозионных свойств перекачиваемой
жидкости.	...
4.	Для категории S-6 вал должен содержать 12% хрома, если температура превышает 175° или при перекачке на бойлер (см. Приложение G, Табл.И-1).
5.	Для жидкостей с температурой свыше 45° или других специальных технологических жидкостей можно использовать альтернативные материалы.
6.	Если не оговорено иначе, то сталь A1S1 4140 можно использовать для несмачиваемых заклепок корпуса и нажимных втулок сальника.
Примечание:
а Аббревиатура над диагональной линией обозначает материал корпуса, а под линией - кромочный материал.
ьСм. 6.11.1.
Стандарт API 685 Приложение G-l
Таблица Н-2 - Зарубежные материалы для деталей насосов
Класс материала Углеродистая сталь	Зрименение	США			Германия				1
		ASTM	UNS	Междуиар. ISO	17007	17006	Великобритания BSI	Франция AFNOR.	Япония .HS
	Отливки	А216 Tp.WCB	.103 002		1.0619	GP240GH 	1504 161 Гр.48О	А480 СР-М	G515I.O SCPH2
	бовапые изделия	А 266 Класс 2	К 03506	683-18-С25	1.0402	С22	С 22.8	1 503 221 490	АС48СР	G3 202,0 SFVC2A
	Трутковый материал: давление	А 695 Гр, В40	G 10 200	683-18-С 25	1.0402	С 22	970 055 М15	AC 48СР	G 4051,0 S25C
	Зрутковый материал: общее применение	А 576 Гр. 1045	G 10450	683-18-С45е	1.0503	С45	9 700 801 450	Z10C13	G4051.C1 S45C
	Золты и заклепки	А 193 Гр.В7	G 41 400	2604-2-F31	17258	24 Сг Мо 5	1 506 630 790	42 Сг Мо 4	G 4107,0
	~айки	А 194 Гр. 2Н	К 04 002	683-1-С35е	1.1181	СК35	15 061 621	2С35	G 4051,0 S45C
	Диск	А 516 Гр. 65/70	К 02 403/ К 02 700		1.0254	Ст.37.0	10028 265 10028 295	Р295 GH	G3106, Гр. SM400B
	Груба	АЮбГр.В	К 03 006		1.0305	Ст.35.8	1 501 161 430 .	TU42C	G3456, Гр. STPT 370/410
	Арматура	А 105	КОЗ 504		1.0308	Ст.35.0	1 503 221 490	AF48N	G 4051,0 S25C
Сталь A.IS1 4140	Прутковый материал	А 434 Класс ВВ А 434 Класс ВС	G 41 400е	683-2-3	1.7225	42 Сг Мо 4	970 708 М 40	42 Сг Мо 4	G4105, СГ SCM 440
	Болты и гайки	А 193 Гр.В7	G41 400		1.7711 1.7709	40CrMo V47 21 Сг Мо V 57	I 506 630 790	42 CVD 4	G 4107.0 SNB16
	Гайки	А 194 Гр. 2I-I	К 04 002	2604-2-F31	1.7258	24 Сг Мо 5	I 506 162	45 D2	G 4051, Cl S45C
Сталь с 12% хрома	Этливки под давлением	А217Гр. СА15	J 91 150		1.4107	G-X8CrNi 12	1504 420 С29	Z 12С13-М	G5121, О SCS 1
		А 487 Гр. CA6NM	J91 540		1.4317	G-X4CrNi 13 4	1504 425 СИ	Z6CN 1304-М	G5I21,CI SCS6
	Кованые изделия под давлением	А 182 Гр. Гба Класс 1 А 182 Гр. F б NM .	S 41 000 S 41 500	683-13-3	1.4006 1.4313	X 10 Сг13	X 4 CrNi 13 4	1503 410 S21	Z10C13 Z6CN 13-D4	G3214, CISUS F6 В G32I4, CISUS
	Кованые изделия: общее применение	А 473 Тип 410	S 41 000	683-13-2	1.4313	X4CrNi 13 4	970410 S21	Z6CN 13-D4	G3214, CISUS F6 NM
Стандарт API 685 Приложение G-i
Л  ' ••	I ; 'Л/ ; .' ' . • .   : • •  ? Г  	Прутковый материал:	/ тавлепие	К 479 Тип 4 10	S 41 000	683-13-3	1.4006	X 10 Сг13	1503 420 C29	Z10C13	1	G4303 или 410
	Прутковый материал: общее 4азиачение	\ 276 Тип 410	S 4 1 000	683-13-3	1.4006	X 10 Сг13	970410 S21	X 12 Cr13	G4303, GrI SUS 403 или 420
	Прутковый 1атериал/кованые изделия Изнашиваемые детали"	А 276 Тип 420 А 473 Тип 416	S 42 000	683-13-4 	1.4021	X 20 Сг 13	970 420 S3 7	Z20 C13	G4303, Grl SUS 403 или 420
	эолты и заклепки ь	А 193 Гр. В6	S 41 000		1.4923	Х22 CrMo V 12 1	1506 410S21 760	Z 13 C13	G4303, Grl SUS 403 или 420
	"айки ь	А 194 Гр. 6	S41 000		1.4923	Х22 CrMo V 121	1506410 S21 760	Z 13 C13	G4303, Grl SUS 403 или 420
	Диск	А 240 Тип 410	S 41 000	683-13-3	1.4006	Х10Сг13	970 410 S21	Z13 C13	G4304/4305 или 410
Аустепитовая нержавеющая сталь	Отливки под давлением	А 351 Гр. CF3 А 743 Гр. CF3	.1 92 500	683-13-10	1.4306 1.4581	G-X2CrNiN 189 G-X 5 Сг Ni Мо NM 8	1504-304-CI2 1504-347-CI7	Z2CN 18-10M	G 5121, Cl SCSI ЗА
		А 351 Гр. CF3 А 743 Гр. CF3	J 92 800	683-13-19	1.4409 L4408	G-X2CrNiMo 19-11-2 G-X6 CrNi Mo 18 10	1504-316-C12 1504-3 18-C17	Z3 CND 18-12	G5121.CISCS I 4 A 02M
	Кованые изделия	A !82Tp.F304L	S 30 403	683-13-10	1.4306	Х2 CrNi 19 11	1503 304 Sil	Z3 CN 18-10	G3214, CI SUSF 304 L
		А 182 Fp.F316L	S 31 603	683-13-19	1.4404 1.4571	X2CrNi Mo 17 13 2 X6CrNiMoTi 17 122	1503 316 Sil	Z3 CND 17-12-02	G3214, CISUS F316L
	Прутковый материал'	А 479 Тип304Г А 479 Тип 316L	S 30 403 S 31 603	683-13-10 683-13-19	1.4306 1.4404 1.4571	X2CrNi 19 11 X2 CrNi Mo 17 13 2 X 6 CrNi MoTi Г 122	970 304 SH 970 316 S11 Г - л "V	Z3 CN 18-10 Z3 CND-17-12-02	G 4303,SUS F 304L G 4303,SUS F
		Тип А 479 ХМ I9d	S 34 565		1.3974	X3CrNiMnMoNNt 23-17-6-3	 ' L 	: -		
::.У	Стянляпт API 685 Ппипок&ния R-I									
11	Диск ..	/	\ 240 Гр. 304L/ 316L	S 30 403 S 31 603	683-13-10 683-13-19	1.4306/1.4404 1.4571 1.4301	X2CrNi 19 11 Х2 CrNi Мо 17 13 2 К 6 CrNi Mo Ti 17 12 2 X5CrNi 18 10	970 304 SI 1 970 316 SI 1	Z3 CN 18-10	G 4304/5, Гр. 304L/316L
								Z3 CNP 17-12-02	
	Груба	Тип А 312 304L/316L	S 30 403 S 31 603	683-13-10 683-13-19	1.4306/1.4404 1.4436	X2CrNi 19 11 Х2 CrNi Mo 17 13 2 X3 CrNi Mo Ti 17 13 3	3605 304 Sil 3605 316 SI 1	TU22 CN 18-10 TU22CND 17-12- 02	G 3459, Гр. 304 LTP/316LTP
	Арматура	А 182 гр. F3O4L 1316L	S 30 403 S 31 603	683-13-10 683-13-19	1.4306/1.4404	X2CrNi 19 11 X2 CrNi Mo 17 13 2	1503 304 Sil 1503 316 SI I	Z3 CN 18-10 Z2CND-17-12-02	G32I4, Dr.SUS 304L/316L
	Болты и заклепки	А 193 гр. В 8М	S 31 600	683-1-21	1.4571	X6CrNiMoTi 17 12 2	1506 316 S31	Z6 CN D017.12	G4303,GrI SUS 316
	Гайки	А 194 гр. В 8М	S 31 600	683-1-21	1.4571	X6CrNiMoTi 17 12 2	1506 316 S31	Z6 CN D017.12	G4303,GrI SUS 316
Дуплексная нерж. сталь	Отливки под давлением	А 890 р. ЗА	393371		1.4468	G-X2CrNi MoN 26 6 3		Z6 CND 26-5- 02M	G5121,CISCS 11
		А 351 гр. CD4 Меи	.193370		1.4517	G-X 2 Cr Ni Mo CuN 26 6 3 3		Z3 CNDU 26-05M	
	Кованые изделия	А 182 Гр.Г 51	S 31 803		1.4462	X 2 CrNi Mo N 22 5	1503 318 S13	Z3 CND 22-05 AZ	L G 4319, Cl SUS 39
	Прутковый материал	A276-S3 1803	S3 1 803		1.4462	X 2 CrNi MoN 22 5	у; : г	г J	Z3 CND 22-05 AZ	5	G4303, rp.I SUS 329 rp. SUS 329 rp.
 л	 	'•	Гиск	. .	X240-S31803	Стан S31 803	дарт APFuoi.	Приложение 1.4462	G-I X 2 CrNi Мо N 22 5		53 CND 22-05 AZ	G 4303, rp.I SUS 329 rp.
	руба	A790-S31803	S31 803		1.4462	X2CrNiMoN22 5		53 CND 22-05 AZ	G 3459, Гр. SUS 329
	\рматура	А 182 Гр. F 51	S31 803		Г.4462	X 2 CrNi MoN22 5	1503 318 S13	53 CND 22-05 AZ	
	Золты и заклепки	A276-S3 1803	S31 803		1.4462	X 2 CrNi MoN22 5		53 CND 22-05 AZ	G 4303, rp.SUS 329
Хастеллой В	Отливки под давлением	А494 Гр. N- 12MV А494 rp.N-7V			2.4810	G-NiMo 30			
	Отливки общего назначения	А743 Гр. N-12M							
	Кованые изделия		N10001		2.4617 	NiMo 28			
	Прутки Циск	В335 ВЗЗЗ							
	Груба/трубки	В622 В626 В619							
	Арматура Болты и заклепки Гайки	ВЗбб F468 F467	N10001 N10001						
Хастеллой С	Отливки под давлением Отливки общего назначения Кованые изделия Хастеллой С276 •	А494 Tp.l2MW А494 Tp.CW-7M			2.4686	G-NiMo 17 Cr			
		А743 Гр. CW-7M В564 Гр. N10276	N10276		2.4610	NiMol6Crl6Ti			
	Прутковый материал	В574 Гр. N10276	N10276						
	Циск Хастеллой С276	В564 Гр. N10276	N10276						
	Груба Хастеллой С276	В619 Гр.Ы 10276	N10276						
	Арматура	ВЗбб Гр.Ы 10276	N10276						
Стандарт API 685 Приложение G-l
	Хастеллой С276								
	5олты и заклепки	F468	N10002						
	"айки	-467	N10002						
Титан  ' :.  '  .   	Отливки под давлением Отливки общего назначения	В367 Гр. С-3			3.7031	G-Ti 99.4			
	Сованые изделия	В381	R50400 R56400 R58640		3.7035	Титан Гр.2			
	Лрутковый материал	В348 Гр. 2 В348 Гр. 5	R50400 R56400						
	Диск	В265							
	Груба Грубка	В337 В338							
	Арматура	В363							
	Болты и заклепки	F467 F468 Сплав 5 или Г р.5	R56400						
	Гайки	F467 F468 Сплав 5 или Гр.5							
Сплав 20	Отливки под давлением Отливки общего назначения					G-X5NiCrMoCu 3620			
		А 743 Гр. CN7M							
	Кованые детали	В473 Гр. N08020	N08020		1.4458	X2NiCrAITi 32 20			
	Прутковый материал	В473 rp.N08020	N08020						
	Диск	В473 rp.N08020	N08020						
	Груба	В464 В729							
	Арматура	В462 В468 Гр. N08020	N08020						
	Болты и заклепки		N08020						
	Гайки		N08020						
Примечание: В данной таблице перечислены (не обязательно эквивалентные) зарубежные материалы, которые можно применять с одобрения заказчика.
Для этих материалов указывается только семейство/тип и сорт, без указания на окончательное состояние или уровень твердости (там, где это уместно).
 Стандарт API 685 Приложение G-l	
Материалы, допущенные к работе под давлением, могут применяться и в устройствах работающих без давления. Все комбинации подверженных износу
материалов должны выбираться согласно требованиям 6.7.4.2.
а Не пригоден для закаленных валов (свыше 302НВ).
ь Особый случай применения, обычно используется AISI 4140.
с Унифицированная система нумерации (UNS) только для химии.
d Нитроиик 50 или эквивалент.
'Для валов вместо низкоуглеродистых (L) сортов, можно использовать стандартные сорта 304 и 316.
Стандарт API 685 Приложение G-l
ПРИЛОЖЕНИЕ I - Магниты для магнитных муфт
1.1	Общие данные
Магнитные сплавы, рассматриваемые в данном приложении, представляют собой
достижения современной технологии на момент этой публикации. Поскольку
сегодняшний уровень технологии постоянных магнитов непрерывно развивается
(напр. растет их температурная стабильность, коэрцитивная сила, энергетическая
продуктивность и устойчивость к коррозии), то становится возможным добиваться
более высоких рабочих температур магнита, по сравнению с данными Таблицы 1-1.
Следует отметить, что повышение рабочих температур может потребовать
усовершенствования клеев и эпоксидных смол, используемых в креплении и
удержании магнитов во внутреннем и наружном магнитном кольце. Отобранные .:
клеящие вещества и эпоксидные смолы должны характеризоваться долговременными
рабочими температурами. Заказчику необходимо утвердить использование -
усовершенствованных типов постоянных магнитных материалов.
1.2	Магнитные материалы
Промышленности необходимо использовать более сильные магниты для получения
высоких значений передачи крутящего момента в синхронных магнитных муфтах и
одновременного сведения ведущего радиуса и длины муфты до минимума (для снижения
потерь вихревых токов). Самые сильные постоянные магниты, имеющиеся, сегодня на
рынке, происходят из редкоземельного, семейства компаундов. Редкоземельные магниты
называются так потому, что они являются сплавами из редкоземельной группы элементов,
таких как самарий и неодим.
Эти магнитные сплавы реализуются под маркой самарий-кобальтового (SmCo) и неодий-
железоборный (NdFeB) сплавов. Характеристики имеющихся в продаже марок SmCo и
NdFrB приводятся в Таблице 1-1.
Для фланцевых соединений передачи вращения используются магниты редкоземельного
типа или Альнико (алюминий-никель-кобальт). Магниты из материала Альнико
демонстрируют коэрцитивные значения и максимальную энергию ВН, которые . 
значительно ниже этих же значений, имеющихся у редкоземельных магнитных сплавов. 
Тем не менее, магниты Альнико обладают превосходной температурной стабильностью и
обычно они применяются в высокотемпературных безсальниковых насосах с кольцевыми,
муфтами вращения. Некоторые характеристики магнитов из алюминий-никель-
кобальтового сплава приведены в Таблице 1-1.
1.3	Примечания
а.	Свойства и температурные пределы отражают «модифицированные» или ..
«температурно компенсированные» самарий-кобальтовые сплавы, демонстрирующие. .
..высокие значения коэрцитивности и повышенную температурную стабильность; \
Традиционно, марки SmjCon имеют лучшие температурные характеристики и 
устойчивость к коррозии, чем марки SmiCos. Самарий-кобальтовые магнитные сплавы
производятся прессованием и спеканием. По своему характеру эти сплавы хрупкие.и..
требуют осторожного обращения. Самарий-кобальтовые магнитные сплавы содержат,
значительные количества кобальта, что дает хорошую коррозионную устойчивость . .
данного сплава.
Стандарт API 685 Приложение G-l
б.	Неодим-железоборные сплавы имеют высокие значения коэрцитивности и
температурную стабильность. В сплаве неодима-железа-кобальта содержится железо и в
присутствии влаги он крайне чувствителен к оксидированию. Настоятельно
рекомендуется наносить покрытие на магниты из этого состава (напр., эпоксидный
герметик) или плакировать металлом в' процессе производства. До нанесения покрытия
или плакировки магнитный сплав из неодима-железа-кобальта следует пропечь’ на низких
температурах в термошкафе для удаления остаточной влаги. Магнитные сплавы из
неодима-железа-бора делаются прессованием и спеканием. Такие сплавы демонстрируют
более высокую механическую прочность, чем самарий-кобальтовые сплавы и они не так
хрупки.
в.	Магнитные сплавы Альнико производятся отливанием или спеканием. Спеченные
алюминий-никель-кобальтовые материалы обладают слегка пониженными магнитными
свойствами, но лучшими механическими характеристиками, чем такие же литые сплавы.
Сплавы Альнико очень твердые и хрупкие. Их отливают или спекают как можно ближе к
требуемым размерам, чтобы свести к минимуму шлифовку под окончательный размер.
Коррозионная устойчивость колеблется от «удовлетворительной» для отливок до
«хорошей» для спеченных форм. Магниты Альнико имеют отличную температурную
стабильность.
Стандарт API 685 Приложение G-l '
Таблица I-l-Обзор свойств магнитных материалов и температурных пределов.
	Типовые значения				Максимальная рабочая температура магнита (°C)d	Примечания (см. 1.3)
Магнитный сплав	Торговые марки	Остаточный магнетизм Br (Mt)a	Коэрцитивность Нсв(К/т)ь	Максимальная сила (BH)„,ax(K.j/M3)c		
Самарий-кобальтовый (SmCo)	SmlCo5	850-870 (8.5 - 8.7 kG)	637-684 (8.0 - 8.6 kOe)	143	• (18 MGOe)	200- (392°F)	a
	Sm2Co 17	950- 1060 (9.5- 10.6 kG)	716-796 (9.0- 10.0 kOe)	175 -223 (22 - 28 MGOe)	260 (500°F)	
Неодим о- железо-борный (NdFeB)	NdFeB	1040-1210 (10.4 - 12.1 kG)	796 - 923 (10.0- 11.6kOe)	207 - 279 (26 - 35 MGOe)	150 (302°F)	b
Алюминий-никель- кобальтовый (Альнико)	Альнико 5	1090- 1210 (10.9- 12.8 kG)	49-51 (0.62 - 0.64 kOe)	32-44 (4.0 - 5.5 MGOe)	150 (302°F)	c
	Альнико 8	740- 820 (7.4 - 8.2 kG)	119- 131 (1.5 - 1.7 kOe)	32-42 (4.0 - 5.3 MGOe)	450 (842°F).	
Примечания:
аВг — означает остаточный магнетизм максимальной плотности магнитного потока, остающейся в материале после удаления магнетизирующей силы.
ЬНСВ - означает коэрцитивность коэрцитивной силы, которая есть сила размагничивания, необходимая для удаления всех магнитных линий силы до плотности потока
равной нулю.
с(ВН)шах — представляет собой энергетический продукт, степень всей магнитной силы и является продуктом сил индукции и размагничивания.
d Максимальная рабочая температура магнита основывается на долгосрочном температурном старении, менее 4% необратимых потерь в плотности потока.* Работа за
пределом этой температуры может повлечь долгосрочную утрату плотности потока, которая может повлиять на эффективность работы муфты. Для синхронных
магнитных муфт, максимальной рабочей температурой магнита будет та температура, которая указывается на внешней поверхности несущего корпуса во время работы
и при максимальной температуре подачи насоса. Для кольцевых муфт вращения, которые несут постоянные магниты во внешнем магнитном кольце и не находятся в
прямом контакте с подачей насоса, максимальная рабочая температура магнита будет относиться к максимальной температуре подачи насоса следующим образом: для
Sm2CO|7 = 350°С (662°F) температура подачи насоса, а для Альнико температура подачи насоса равна 450°С (842°С).
*В.Эрвенс: «Некоторые свойства высококоэрцитивных магнитных материалов 2-17». доклад№ IV-2 Международного симпозиума по редкоземельным элементам.
Стандарт API 685 Приложение G-l
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Приложения K-L-M Кривые давления/температуры
ПРИЛОЖЕНИЕ К - КРИВЫЕ ДАВЛЕНИЯ/ТЕМПЕРАТУРЫ В РЕ-
ЦИРКУЛЯЦИОННОМ КОНТУРЕ
К.1 ОБЩАЯ ИНФОРМАЦИЯ
В общем, перекачиваемая среда из корпуса насоса попадает в ре-
циркуляционный контур для обеспечения охлаждения и смазки
подшипников, смазываемых перекачиваемым продуктом, и
охлаждения первичной защитной оболочки (MDP).
Перекачиваемая среда дополнительно нагревается во время
прохождения через ре-циркуляционных контур. Если на контур не
подается достаточное давление, происходит бросок
перекачиваемой среды и в результате - отказ подшипников.
Бросок перекачиваемой среды в первичной защитной оболочке
может привести к чрезмерному повышению температуры оболочки
и к последующей кавитации или образованию газовой пробки в ре-
циркуляционном контуре. Для того, чтобы этого избежать, нужно
чтобы изготовитель насоса проанализировал кривые
давления/температуры для предлагаемого насоса в соответствии
с расчетными условиями . и перекачиваемой средой для
обеспечения адекватных маргинальных величин давления во всех
точках ре-циркуляционного контура. .
К.2 ДИАГРАММА КРИВОЙ
К.2.1 Поставщик должен включить в свое предложение и/или
пакет данных диаграмму кривой давления/температуры,
определяющей все критические точки в ре-циркуляционном
контуре. Для составления кривой следует использовать расчетные
условия и информацию о перекачиваемой среде. Рис. К-1
показывает типовую диаграмму для насоса с регулируемым
приводом с электромагнитной муфтой, Рис.К-2 показывает
типовую диаграмму герметичного насоса с двигателем.
К.2.2 Подъем температуры в ре-циркуляционном контуре
наносится на кривую. Давление должно указываться в абсолютных
единицах. Давление пара перекачиваемой среды должно
наноситься на- диаграмму кривой для каждой критической точки
контура для прямого сравнения сдавлением контура..
К.2.3 Подъем температуре в насосе должен рассчитываться для
того, чтобы определить температуру на входе в ре-
циркуляционный контур, если контур разработан-таким образом,
чтобы использовать перекачиваемую среду спиральной камеры на
выкиде насоса. Для вариантов конструкций, использующих
теплообменники, требуется, чтобы поставщик произвел расчеты
температуры на входе в контур. Для контуров, заливаемых из
любого внешнего источника, требуется, чтобы покупатель
сообщил температуру жидкости, используемой для заливки.
К.2.4 Подъем температуры и характеристики абсолютного
давления ре-циркуляционного контура должны определяться с
Sealless Centrifugal Pumps for Petroleum, Heavy Duty Chemical, and Gas Industry Services	107
Pressure	Temperalure
Rise TP
106
API Standard 685
Pressure	Temperalure
Rise TF'.'
Discharge To Suction Internal Flow Path
Figure K-1—Typical Pressure-Temperature Profile in Magnetic Drive Pump
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Приложения K-L-M Кривые давления/температуры
помощью проверки соответствия техническим условиям установки,
имеющей аналогичное исполнение и конструкцию, работающую на
воде. Записи о проведении проверки соответствия техническим
условиям должны сохраняться поставщиком как документация,,
относящаяся к предположениям о ре-циркуляционных контурах.
К.2.5 Подъем температуры в ре-циркуляционном контуре
является функцией удельного веса и . удельного тепла
перекачиваемой среды. Информация о подъеме температуры,
полученная с помощью испытаний, проводимых на воде, должна
использоваться в качестве показателя характеристик
перекачиваемой среды.
См. Рис.К-1 -Типичная кривая давления/температуры в насосе с,
регулируемым приводом с электромагнитной муфтой.
1.	Контрольный точки давления/температуры
2.	Высокий
3.	_ Подъем температуры
4.	Низкий
5.......Высокое
6.	Давление
7.	Низкое
8.	Выкид на всас, внутренний путь движения
9.	Типичное давление пара
10.	Циркуляционный путь движения
См.Рис.К-2	-Типичная кривая температуры/давления в
герметичном насосе с двигателем.
11.	Контрольный точки давления/температуры
12.	Высокий
13.	' Подъем температуры
14.	Низкий
15.	Высокое
16.	Давление
17.	Низкое
18.	Выкид на внутренний путь движения всаса
19.	-Типичное давление пара
20.	• Циркуляционный путь движения
ПРИЛОЖЕНИЕ L- ЦЕМЕНТАЦИЯ ОПОРНОЙ ПЛИТЫ И ПЛИТЫ
ФУНДАМЕНТА
L.1 ОБЩАЯ ИНФОРМАЦИЯ
Если не будет других указаний, требуется применять жидкую
эпоксидную заливку с аккуратным цементированием, когда
задается полностью зацементированная опорная плита. Полная
цементация определяется как абсолютное заполнение жидким
раствором пустот под опорной плитой или плитой фундамента,
поддерживаемой бетонным фундаментом. Эпоксидная заливка
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Приложения K-L-M Кривые давления/температуры
должна применяться в соответствии с процедурой, указанной
изготовителем такой заливки.
L.2 МИНИМАЛЬНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ
L.2.1 Ползучесть эпоксидной заливки должна быть менее 5
мм/мм (0,005 дюйма/дюйм) при проведении испытания по
методике ASTM С 1181, Испытание должно проводиться при
температуре 20° С (70° F) и 60° С (140° F) при нагрузке в 2,8 МПа
(400 psi).
L.2.2 Линейная усадочная деформация эпоксидной заливки
должна быть менее 0.080% а тепловое расширение менее 54 ч 10'
6 мм/мм/° С (30x10'6 дюйма/дюйм/0 F) при проведении испытания
по методике ASTM С 531.
L.2.3 Прочность эпоксидной заливки на сжатие должна
составлять минимально 83 МПа (12 000 psi) через 7 дней при
проведении испытания по методике ASTM С 579, Метод 8.
L.2.4 Прочность связи эпоксидной заливки с бетонной заливкой
должна быть выше 14 МПа (2 000 psi) при проведении испытания
по методике ASTM С 882.
L.2.5 Эпоксидная заливка должна пройти испытание на тепловую
совместимость, когда она накладывается на бетонную заливку при
проведении испытания по методике ASTM С 884.
L.2.6 Предел прочности на разрыв и модуль упругости должны
определяться по ASTM D 638. Предел прочности на разрыв
должен быть не ниже 12 МПа (1 700 psi) а модуль упругости не
ниже 1,2 х 104 МПа (1,8 х 106 psi).
L.2.7 Время схватывания и пиковая экзотермическая температура
эпоксидных заливок определяются по ASTM D 2471. Пиковая
экзотермическая температура не должна превышать 45° С (110° F),
когда испытывается образец диаметром 15 см(6 дюймов) х 30 см
(12 дюймов) высотой. Время схватывания должно быть по
меньшей мере 150 минут.
L.3 ПРИМЕНЕНИЕ ЗАЛИВКИ
L.3.1 Эпоксидная заливка является довольно вязкой, однако, в
течение определенного времени и при' позитивном
гидравлическом напоре она будет текучей. Если эпоксидная
заливка применяется при окружающей температуре ниже 20° С
(70° F), проконсультируйтесь с изготовителем заливки,, чтобы
определить, не требуется ли изменить наполнитель. В общем,
. лучше всего начать наносить заливку по центру одного конца
опорной плиты или плиты фундамента и двигаться по
направлению к концам плиты таким образом, чтобы воздух
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Приложения K-L-M Кривые давления/температуры
принудительно выходил из-под опорной плиты или плиты
фундамента через отверстия для выпуска воздуха, чтобы
избежать образования пустот.
L.3.2 Заливка наносится таким образом, чтобы не было
воздушных пустот и для того, чтобы ввести заливку в отверстия,
используется приспособление с насадкой. Это приспособление
обеспечивает гидравлический напор для принудительного
введения заливки в отверстия для выпуска воздуха. Когда
приспособление с насадкой перемещается к следующему
отверстию для заполнения заливкой, над отверстием ставится
вертикальная труба высотой .15 см (6 дюймов) и заполняется
заливкой. Такие вертикальные трубы обеспечивают постоянный
гидравлический напор, выталкивающий воздух из-под опорной
плиты к отверстием для выпуска воздуха. Никогда не допускайте,
чтобы заливка падала ниже уровня опорной плиты как только
заливка вошла в контакт с опорной плитой. Использование
приспособления с насадкой обеспечивает для заливки наличие
уравнивающего объема, а также критический гидравлический
' напор.
L.3.3 Не допускается применять прутки, цепи или вибраторы для
размещения заливки под опорной плитой.
L.4 ОБЩЕЕ ПРИМЕНЕНИЕ
L.4.1 Заливка должна применяться только, когда окружающая
температура находится между 15° и 32° (15° Е й 90° F).
L.4.2 Перед использованием заливки следует определить
температуру опорной плиты, чтобы убедиться, что заливка может
использоваться при ожидаемой температуре.
L.4.3 Приблизительно на 10-25 мм (0.5 - 1 дюйма) верхняя часть
материала, цементирующего фундамент, срубается обрубочным
молотком перед тем, как будет применена заливка. Такая
процедура рекомендуется для того, чтобы удалить цемент,
имеющий низкую прочность и высокую пористость на этом
участке. Бетонный фундамент должен выдерживаться, по
меньшей мере 7 дней до того, как приступить к подобной
подготовке поверхности.
L.4.4 Вся смазка, масло, краска, цементное молоко и другие
нежелательные материалы должны быть удалены с поверхности, :
на которую будет наноситься заливка. Шероховатые бетонные
поверхности необходимо обдуть сжатым воздухом, в котором
отсутствует масло, чтобы удалить всю пыль и
несцементированные частицы. . Когда применяется
цементирующая заливка бетонная поверхность- должна быть
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Приложения K-L-M Кривые давления/темпер.атуры
тщательно ^мочена водой до тех пор, омачивание выполняется до
тех пор, пока.поверхность не перестанет впитывать воду, весь
излишек воды нужно удалить. ’ Когда применяется эпоксидная
•’.заливка леред.нанесением вся поверхность должна быть сухой.
>Овдрная;Ллита должна удерживаться в нужном положении с
 ТгоШщыкНподкладок или установочных в’йнТов' и Закреплена с
помощью анкерных болтов. Между нижним краем опорной плиты и
верхом подготовленного фундамента должен быть оставлен зазор
для цементирования приблизительно 25 - 50 мм (1 - 2 дюйма)
L.4.6 Вся вода и инородные материалы должны быть убраны из
гильз, в которые вставляются анкерные болты, перед нанесением
заливки.
L.4.7 После того как опорная плита будет установлена, гильза, в
которую будет установлен анкерный болт, должна быть заполнена
не связывающим материалом или выбранной заливкой, в
зависимости от того, чему отдается предпочтение. Это должно
быть сделано До того, как будет выполнено основное
Цементирование опорной плиты. ;
L.4.8 Если после цементации останутся пустоты, их можно
заполнить эпоксидной заливкой. Если применяется
цементирующая заливка, рекомендуется выждать полных 28 суток
прежде, чем нанести эпоксидную заливку. Эпоксидная заливка,,
обычно, закачивается вручную через имеющие резьбу фитинги
высокого давления, которые устанавливаются в опорную плиту в
тех случаях, когда выявляются пустоты. Особое внимание следует
уделять тому, чтобы чрезмерное давление не деформировала
опорную плиту. По меньшей мере одно отверстие для выпуска
воздуха должно быть просверлено в каждую пустоту, чтобы
предупредить чрезмерное давление.
L.5 ССЫЛКИ
ASTM19
19 Американское общество по испытанию материалов, 100 Барр Харбор
Драйв,-Вест Коншохокен, Пенсильвания 19248-2959.
С118Т Стандартный способ испытания бетона на ползучесть при
сдавливании.
С531 Стандартный способ испытания на линейную усадку и
коэффициент теплового расширения химически устойчивых
цементных растворов, заливок и монолитных поверхностей.
С579 Стандартный способ испытания химически, устойчивых
цементных растворов и монолитных поверхностей на
прочность на сжатие (Способ Б). -
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Приложения K-L-M Кривые давления/температуры
С 882-87 Стандартное испытание эпоксидных смол на связующую
прочность, когда они применяются для бетона.
С 884-87 Стандартное испытание бетона и нанесенной поверх бетона
эпоксидной смолы на тепловую совместимость.
D 638-89 Стандартный способ испытания пластиков на прочность.
D 2471-88 Стандартный способ проверки времени схватывания и
пиковой экзотермической температуры термоактивных
смол. ’
Инженерный корпус20
20 Инженерный корпус Армии США, 20 Массачуссеттс Авеню, Н.В.
Вашингтон, Д.С. 20314.
CRDC611 Способы испытания текучих цементирующих смесей
(способ «Флоукон»)
CRD С621 Спецификация Инженерного Корпуса для не сжимающейся
заливки.
ПРИЛОЖЕНИЕ М - СТАНДАРТНАЯ ОПОРНАЯ ПЛИТА
Таблица М-1 - Размеры стандартных опорных плит согласно API 610
См. Рис М-1 Схематическое изображение стандартных опорных плит,
согласно API 610
1.Минимальный радиус 50 мм (2 дюйма)
2	. Диаметр отверстия 25 мм (1 дюйм) для анкерных болтов размером 20
мм (0,75 дюйма)
См.Рис.М-2—Защита анкерных болтов
1	.Зазор для цементации
25 мм (1 дюйм) минимум '
50 мм (2 дюйма) максимум
2.Верх подготовленного фундамента
APPENDIX M—STANDARD BASEPLATE
Table M-1—Dimensions of API 610 Standard Baseplates
Baseplate limber	No. of Holes per Side	Dimensions (mni/in.) 	-								
		A ± 13/0.5	В ±25/1.0	C ±3/0.12	D ±3/0.12	E ' ±3/0.12	F ±13/0.5
n £	3	760/30.0	1230/48.5	465/18.25	465/18.25	бЬб/2/.U	
U.J	3	760/30.0	1535/60.5	615/24.25	615/24.25	685/27.0	140/5.5
\ ; )	3	760/30.0	1840/72.5	770/30.25	770/30.25	685/27.0 .	140/5.5
l.J	4	760/30.0	2145/84.5	. 920/36.25	615/24.16	685/27.0	140/5.5
: 1 ::	3	915/36.0	1840/72.5	770/30.25	770/30.25.	840/33.0	140/5.5
3 1 £	...... 4	915/36.0	2145/84.5	920/36.25	615/24.16	840/33.0	140/5.5
J.J И	4	915/36.0.	2450/96.5	1075/42.25	715/28.16	840/33.0	140/5.5
•4 £	3' 	1065/42.0	1840/72.5	. 770/30.25	770/30.25	990/39.0	165/6.5
5 £ C	4	1065/42.0	2145/84.5	920/36.25	615/24.16	990/39.0	165/6.5.
XD £	4	1065/42.0	2450/96.5 	1075/42.25	715/28.16	990/39.0	165/6.5
0 £ A	5	j 065/42.0	2750/108.5	1225/48.25	615/24.12	990/39.0	165/6.5
O.J *7	4 ’	1245/49.0 '	2145/84.5	920/36.25	615/24.16	1170/46.0	165/6.5
/	4	1245/49.0	2450/96.5	1075/42.25	715/28.16	1170/46.0	165/6.5
/.D 2	5	1245/49.0	2755/108.5	1225/48.25	. 615/24.12	1170/46.0	J 65/6.5
0 0	4 '	1395/55.0	2)45/84.5	920/36.25	615/24.16	1320/52.0	165/6.5
0 A	4	1395/55.0	2450/96.5	1075/42.25	715/28.16	1320/52.0	165/6.5
XX 1 n	5	1395/55.0	2755/108.5	1225/48.25	615/24.12	1320/52.0	165/6.5
lu 1 i		1550/61.0	2145/84.5	920/36.25	615/24.16	1475/58.0	165/6.5
J J 1.1 c	4	1550/61.0	2450/96.5	1075/42.25	7)5/28.16	1475/58.0	165/6.5
1 l.X 12	5	1550/61.0	2755/108.5 .	1225/48.25	615/24,12	1475/58.0	165/6.5
Note: See Figures M-1 and M-2 for explanation of dimensions.							
Figure M-1—Schematic for API 610 Standard Baseplates
Figure M-2—Anchor Bolt Projection
in 
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Приложение U - Информация по применению
ПРИЛОЖЕНИЕ U - ИНФОРМАЦИЯ ПО ПРИМЕНЕНИЮ
U.1 Общее	•
Дополнительное понимание отличий между негерметичными насосами и центро-
бежными насосами с механическим уплотнением необходимо для их правильного
применения. Информация, представленная в данном разделе указывает на те фак-
торы, которые учитываются при применении, а также определяет отличия от цен--
тробежных насосов с уплотнением вала.
0.2 Выбор и применение схемы циркуляции
(Смотри Приложение D)
Установлено, что вопросы конструирования и применения подшипников, смазы-
ваемых продуктом, аналогичны тем, которые относятся к насосам с герметичны-
ми электродвигателями и насосам, имеющим приводы с электромагнитной Муф-
той.
Выбор правильной схемы циркуляции зависит от знания характеристик текучей
среды, а именно: чистоты, летучести, удельной теплоемкости, токсичности, тем-
пературы плавления, а также тенденции образования твердых частиц или полиме-
ризироваться. Также необходимо учитывать вопросы предполагаемого назначе-
ния, производительности, высоты столба жидкости над всасывающим патрубком.
насоса, частоты запусков и возможности охлаждения или обогрева.
Для правильного выбора схемы циркуляции и оценки вопросов применения необ-
ходимо понимать факторы, присущие конструкции установки, а именно: давле-
ние, температура, характеристики потоков и теплопередачи секции привода, а
также пропускная способность (гидравлические характеристики) насоса. Также
необходимо рассмотреть возможные преимущества и ограничения уже имеющих-
ся схем.
Схемы циркуляции, показанные в Приложении D и подробная информация о кон-
струкции отдельных установок позволяют эксплуатировать большинство устано-
вок.
Ниже приведены примечания по отдельным вопросам:
U.2,1 Чистая, нелетучая текучая среда со средней температурой, с достаточ-
ной высотой столба жидкости над всасывающим патрубком насоса. Данное опре-
деление относится к большинству насосных установок без уплотнений и может
относится к различным показанным схемам циркуляции.
U.2.2 Высокая температура. Температура обмотки электродвигателей или ком-
понентов привода с электромагнитной муфтой может контролироваться за счет
применения различных схем циркуляции, приведенных в группе для высоких,
температур.
U.2.3 Летучие текучие среды/наличие ограниченной высоты столба эюидкости '
под всасывающим патрубком насоса. Схемы обратной циркуляции и- циркуляции
под давлением могут использоваться для предотвращения теплового эффекта при.
нагреве привода при необходимой высоте столба жидкости над всасывающим
патрубком насоса. Необходим анализ увеличения давления пара, температуры и .
удельной теплоемкости текучей среды. Также для привода допускается использо-
вание отделяющей буферной жидкости с низкой степенью летучести.
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Приложение U - Информация по применению
U.2.4 Отвод жидкости и охлаждение. До запуска насоса, при перекачке холод-
ных текучих сред, которые становятся летучими при атмосферной температуре,
необходимо использовать отдельный дренажный канал для отвода жидкости об-
ратно в питательный сосуд с целью охлаждения насоса и трубной обвязки до тем-
пературы близкой к температуре перекачки.	.
U.2.5 Жидкости, содержащие абразивные частицы мотут вызывать нежела-
тельный износ,-Для удаления частиц из циркулирующей среды может использо-
ваться центрифугирование, механическая фильтрация или отделяющая чистая
буферная жидкость.	
U.2.6 Для текучих сред с высокой температурой плавления, а также для легко
полимеризующихся и кристаллизующихся сред, возможно, при проектировании
будет необходимо предусмотреть теплоизолирующие кожухи. Также могут ис-
пользоваться буферные текучие среды.	'	•
U.2.7 Высокая вязкость. Вязкость, которая может являться причиной нежела-
тельной потери гидродинамического сопротивления в секции привода или недос-
таточной смазки подшипников (обычно выше 100 СР) может устраняться за счет
внешнего источника среды циркуляции. (CPS = CS х SG, SSU = 4,64 х CS). Необ-
ходимо проанализировать вязкость при запуске и при эксплуатации.
U.3 Выбор характеристик насоса
Принципы выбора насоса аналогичны принципам выбора центробежного насоса с
уплотненным валом, при этом дополнительное внимание должно уделяться сле-
дующим аспектам:
U.3.1 Расчет гидравлических характеристик. Особое внимание должно быть
уделено расчету характеристик насоса. Избыточная нагрузка на насос может вы-
звать образование избыточной теплоты. Избыточная теплота также может быть
вызвана вихревыми токами электромагнитной муфты или потерей производи-
тельности герметичных электродвигателей.
U.3.2 Расчет характеристик привода для насосов с герметичными электродви-
гателями. Влияние нагрузки на температуру обмотки и скорость вращения долж-
. но рассчитываться на величину, превышающую диапазон ожидаемой производи-
тельности с учетом любых последующих изменений требований. Электродвига-
тели должны соответствовать необходимой классификации зон.
U.3.2.1 Расчет питающих электрических кабелей для насосов с герметичными
электродвигателями. В следствие интегральной конструкции крыльчатки герме- . 
тичного насоса и электродвигателя, номинальная мощность электродвигателя, не-
обходимая для установленной нагрузки напрямую зависит от температуры пере-
качиваемой среды, при этом под номинальной мощностью понимается входная
электрическая мощность электродвигателя, а не мощность на валу. Из-за рабочей
температуры технологических сред, во многих случаях, для поддержания темпера-,
туры изоляции обмотки в пределах температур используемого класса изоляции. \
необходимо изменение номинальных характеристик обмотки электродвигателя. В
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
. Приложение U - Информация по применению
. этих случаях производительность электродвигателя при температуре окружаю-
щей среды будет выше, чем требуемая при расчетных условиях.
Оба этих фактора должны учитываться при расчете размера питающего кабеля
электродвигателя и падения напряжения при запуске электродвигателя. На при-
мер: если для насоса мощностью 30 л.с. выбран электродвигатель номинальной
мощностью 40 л.с., то с целью ограничения роста температуры обмотки, его пус-
ковой ток должен быть максимум в 6.5 раз больше чем ток полной нагрузки при
номинальной мощности 40 л.с., независимо то того, что выбран насос мощностью
30 л.с. Таким образом, пусковой ток должен быть в 8,7 раз больше чем значение
тока полной нагрузки для мощности 30 л.с. При переводе значения мощности в
амперы, нет необходимости учитывать недостаточность мощности электродвига-
теля, поскольку значение мощности уже включает потери мощности электродви-
гателя.
Для расчета требуемого размера питающего кабеля необходимо использовать
точное значение пускового тока.
U.3.2.2 Классификация зон. Если герметичный насос расположен в зоне, которая
определена как Участок (Division) 1 или 2 в следствие того, что другое техноло-
гическое оборудование установлено в этой зоне, то конструкция герметического
насоса должна отвечать необходимым инструкциям и требованиям. Внимание
должно уделяться требованиям ограничения температуры поверхности электро-
двигателя, установленным Национальной ассоциацией по гидравлическим приво-
дам США (NFPA 70), особенно для устройств, установленных в зонах определен-
ных Участками 1 и 2, и имеющих высокую рабочую температуру.
U.3.2.3 Электрическая защита. Кроме автоматических выключателей, датчиков
сверхтока, правильного выбора размера питающих кабелей и других защитных
устройств, используемых на стандартных электродвигателях, обмотки герметич-'
ных электродвигателей оборудованы термовыключателями, которые встроены в
обмотку для определения температуры обмотки электродвигателей во время их
работы.
Характеристики данного выключателя обычно рассчитаны на ограничение темпе-
ратуры обмотки электродвигателя в зависимости от номинального значения тем-
пературы системы изоляции. Однако, характеристики выключателя также должны
рассчитываться на основе предоставленной информации на установку. Если поток
технологической среды прерывается в контуре охлаждения электродвигателя, то
данный выключатель определят повышение температуры и либо выключает элек-
тродвигатель, либо сигнализирует об этом. Это происходит даже тогда, когда
. электродвигатель не перегружен. В случае использования текучих сред с низкой
температурой кипения, низкой температурой самовоспламенения, сред, имеющих:
тенденцию к полимеризации при повышении температуры или чувствительных к
повышению температуры, термовыключатель должен быть рассчитан .в соответ-
ствии с договоренностью между изготовителем и заказчиком;
U.3.3 Расчет привода и приводного устройства ~ насосы с приводами с элек-
тромагнитной муфтой. В случае расцепления внутреннего и наружного магни-
.. тов во время работы, может произойти быстрый перегрев. Приводы чрезмерно
большого размера могут иметь более высокие потери и вызывать , нагрев среды.
.Приводной электродвигатель должен выбираться для удовлетворения потребно-
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Приложение U - Информация по применению
стей эксплуатационного диапазона, однако, завышенный размер может стать при-
чиной расцепления во время разгона. Электродвигатели должны отвечать требо-
ваниям классификации зон в которых они размещаются.
U.3.4 Влияние теплового эффекта на высоту столба оюидкости над всасываю-
щим патрубком насоса. Тепло от секции привода насоса без уплотнений может
вызвать кавитацию и потерю мощности всасывания, если текучая среда рецирку-
лирует на прием насоса. Циркуляция в промежуточную точку или в нагнетатель-
ную точку насоса или рециркулирование в питающий резервуар сводит к мини-
муму данную проблему и может использоваться для предотвращения вспышки на
подшипниках. Нагрев текучей среды на всасе также может произойти за счет
внутренней рециркуляции вокруг крыльчатки насоса.при низком расходе. Лету-
чие среды могут требовать более высоких значений минимального расхода и ис-
пользования соответствующих схем циркуляции.
Кавитация у крыльчатки насоса также может вызвать чрезмерную нагрузку и, по-
этому должна быть предотвращена.
Конструкция и система циркуляции должны обеспечивать запас надежности по
давлению и давлению пара в секции привода выше значений эксплуатационного
диапазона.
U.3.5 Низкая удельная масса. Насосы, перекачивающие текучие среды с низкой
удельной массой (0,5) могут иметь эксплуатационные характеристики отличные
от тех, которые перекачивают текучие среды с удельной массой близкой к 1,0
(вода). Различные удельные массы могут влиять на баланс нагрузки, механиче-
скую нагрузку, увеличение температуры и на требуемую мощность. Заказчик
вместе с изготовителем должен проверить условия запуска и ввода в эксплуата-
цию, включая пусковые фильтры.
U.3.6 Выбор материалов возлагается на заказчика, однако изготовитель должен
также проинформировать пользователя о нестандартных требованиях по корро-
зии, таких как влияние на корпусы, находящиеся под давлением и корпусы рото-
ров.
Заказчик должен определить любые потенциально коррозийные вещества, такие
как хлориды или сероводород, по отношению к которым должны проводиться
специальные расчеты.
Изготовитель должен определить конструкционные материалы таким образом,
чтобы заказчик имел достаточную информацию для правильного выбора мате-
риалов.
Если коррозионные качества значительно изменяются при повышении температур
ры, также необходимо определить допуск на повышение температуры в секции
привода.
U.3.7 Увлекаемый, несжижаемый газ. Необходимо избегать сбора паров на всасе
насоса и в зоне подшипников, смазываемых средой путем применения правиль-
ной схемы циркуляции.
0.0.1 Производительность. Производительность привода с электромагнитной
муфтой и насосов с герметичными электродвигателями должна.рассматриваться
как общая производительность, а именно: от.входной мощности.до конечной гид-
равлической производительности. Входная мощность насосов с приводами с
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Приложение U - Информация по применению
электромагнитной муфтой замеряется в месте сопряжения насоса с электродвига-
телем, а для насосов с герметичными электродвигателями эта мощность замеряет-
ся на выходе электродвигателя. Общая производительность также должна вклю-
чать энергию, используемую для трубной обвязки, изоляции и других компонен-
тов. Для правильного выбора привода необходимо знать гидравлическую произ-
водительность насоса.
U.4 Герметичный электродвигатель и температура магнитных компонентов
Температурные характеристики для магнитных материалов приведены в Прило-
жении I. Для того, чтобы гарантировался правильный выбор и использование
схемы циркуляции и следовательно обеспечивалась удовлетворительная темпера-
тура компонентов привода, необходимо провести анализ эксплуатационных усло-
вий с учетом информации изготовителя. Магнитная сила и срок работы изоляции
электродвигателя значительно снижаются при температурах, превышающих рас-
четные.	-
U.4.1 Магнитная проницаемость - это степень изменения магнитного потока ма-
териалом, помещенным в магнитное поле, значение магнитного потока вызванно-
го в материале данным намагничивающим полем, а также относительные потери^
вихревого тока на единицу толщины материала - для материалов с различными
защитными корпусами.
U.4.2 Паразитные потери гидравлической мощности - это потеря энергии за счет
внутреннего трения текучей среды, создаваемого вращением внутреннего маг-
нитного кольца внутри защитного корпуса заполненного жидкостью, а также ана-
логичная потеря энергии за счет циркуляции жидкости между прокладками стато-
ра и ротора герметичного электродвигателя.
U.5 Установка, эксплуатация и обслуживание
U.5.1 ОБЩЕЕ
U.5.1.1 Избегайте эксплуатации сухих подшипников. Подшипники скольжения,
используемые в насосах без уплотнений обычно смазываются перекачиваемой
жидкостью. При работе на сухую, за счет отсутствия смазки подшипники могут '
быстро выйти из строя. Материалы некоторых подшипников имеют самосмазы-
вающие характеристики и при некоторых условиях могут работать на сухую.
U.5.1.2 Избегайте засасывания воздуха. Засасывание воздуха в перекачиваемую
жидкость может оказывать такой же эффект на подшипники, смазываемые пере- .
качиваемой жидкостью, как и работа на сухую. Корпус насоса и. его защитная
оболочка должны полностью заполняться и должным образом дренироваться пе-
ред запуском насоса.
U.5.1.3 Периодичность проверок будет зависеть от коррозионных и эрозионных
свойств перекачиваемой жидкости. Техническое руководство изготовителя долж-
но содержать график периодичности, проверок, а также, рекомендации по проверке
отдельных частей.	
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Приложение U - Информация по применению
U.5.1.4 Техническое руководство изготовителя должно описывать методы про-
верки отдельных частей с целью определения их износа и необходимости замены.
Изготовитель должен быть проинформирован о тех случаях, когда наблюдается
ненормальный износ или коррозия.
U5.2 ОСОБЕННОСТИ НАСОСОВ С ПРИВОДАМИ С ЭЛЕКТРОМАГНИТНЫ-
МИ МУФТАМИ
U.5.2.1 Магниты центробежных насосов с приводами с электромагнитными муф-
тами могут создавать очень сильные магнитные поля. Следующие меры предос-
торожности должны соблюдаться на расстоянии ближе 1 м от насоса во время его
ремонта или обслуживания:
а. Кардиостимуляторы - магнит может нарушить работу кардиостимулятора,
б. Кредитные карточки - магнит может стереть информацию на кредитной
карточке.
в. Компьютеры, диски и .дискеты - магнит может стереть информацию, храня-
щуюся на диске или дискете или на любом другом запоминающем устройстве,
г. Часы - магнит может повредить механические и электронные часы.
д. Магнитный имплантат - может быть притянут к магниту.
Примечание: Особое внимание должно уделяться при повторной сборке насоса
приводом с электромагнитной муфтой.
U.5.2.2 Отправка магнитов и магнитных частей, особенно по воздуху, может по-
требовать особых мер предосторожности. Примечание: обычно отгрузка собран-
ного насоса не представляет проблем, однако рекомендуется проведение консуль-
тации между изготовителем, пользователем и представителем компании, отве-
чающей за перевозку.
U.5.2.3 Избегайте расцепления магнита. Расцепление внутреннего и внешнего
магнитов может привести к быстрому размагничиванию внутреннего магнита.
Расцепление также может привести к быстрому росту температуры жидкости, на- -
ходящейся в корпусе. Расцепление может произойти из-за заклинивания крыль-
чатки или из-за перегрузки, вызванной трением, высокой вязкостью или засасы-
ванием воздуха. Расцепление также может произойти если электродвигатель рас- .
крутился на величину значительно выше чем та на которую рассчитана электро-
магнитная муфта. Ваттметровый датчик, установленный на электродвигателе мо-
жет определять расцепление и отключать насос.
СТАНДАРТ API 685 ПЕРВОЕ ИЗДАНИЕ ОКТЯБРЬ 2000
Приложение U - Информация по применению
Бланк заказа публикаций API (Амери- канского института нефти)	Дата:_		 месяц, число, год	□ Член API (если Да отметить)
Счет — □ отметить, если тоже что и “Отправить”	Отправить — (UPS не доставляет наПЯ)	
Компания:	Компания:	
Наименование/ведомство:	Наименование/ведомство:	
Адрес:	Адрес:	
Город:	Штат/провинция:	Город:	Штат/провинция:
Zip:	Страна:	Zip:	Страна:
№ телефона заказчика:	№ телефона заказчика:	
Факс№:	Факс№:	
(обязателен для иностранных заказов)	(обязателен для иностранных заказов)	
		
□ Чек прикладывается S	□ Прошу выставить счет	
□ Оплата расходным счетом:	ПЯ№:	
□MasterCard □ VIS A DAmerican Express	счета заказчика:	•	
Счет №;	...	'		
Имя (как указано на карточке):		
Срок действия:		
Подпись:		
Кол-во	№ заказа	Название	SO*	Цена за единицу	Всего
	С61008	Стандарт 610, Центробежные насосы для предприятий нефтяной, химической и газовой промышленности		$120.0	
	С61404	Стандарт 614, Системы смазки, уплот- нения валов и контроля нефтепродуктов для предприятий нефтяной, химической и газовой промышленности		$ 120.0	
	С68201	Стандарт 682, Системы уплотнения ва- лов для Центробежных и роторных на- сосов		$ 105.0	
	С68601	РП 686, Установка машинного оборудо- вания и проектирование монтажа		$ 75.0	
/vva: 	С68401	Публикация 684, Публикация на основе стандартов API, описывающее динами- ку и баланс ротора		$105.0	
СТАНДЙРТАРШуПБРВОЕ ИЗ ДАНИЕ ОКТЯБРЕ 2000
ПриложёнйеШ А Ин формация по применению:	' 4 . :
Американский нефтяной институт предоставляет дополнительные ресурсы и
программы для предприятий, которые работают с использованием стандар-
тов API.
Для получения информации контактируйте:
Обучение/мастерские	Тел. 202-682-8490
V	V ,.дЛ'А А	'  А ДА-	Факс: 202-962-4797
Программы инспекторской сертифи- кации	Тел. 202-682-8161 Факс: 202-962-4739
Секретариат по качеству, Американ- ский нефтяной институт	Тел. 202-682-8574 Факс: 202-682-8070
Прогр амма лицензирования	Тел. 202-962-4791 Факс:202-682-8070
Система лицензирования и сертифи- кации двигательных масел .	Тел. 202-682-8233 Факс: 202-962-4739
Для получения бесплатного перечня Публикаций, Программ и каталога Ус-
луг звоните по телефону 202-682-8375 или присылайте запрос по факсу 202-
962-4776. Или смотрите наш каталог на сайте www.api.org/cat.