Газовая сварка сосудов и газопроводов
К газовой сварке сосудов, газопроводов и их элементов допускаются сварщики, имеющие удостоверения на право выполнения сварочных работ.
В сварных сосудах в основном применяют стыковые соединения, днища сосудов должны иметь эллиптическую форму. Тавровые сварные соединения допускаются только в случае приварки плоских днищ, фланцев или штуцеров.
В стыковых сварных соединениях элементов с различной толщиной стенок должен быть обеспечен плавный переход от одного элемента к другому. Сварные швы должны быть доступными при изготовлении сосудов. Пересечение сварных швов при ручной газовой сварке не допускается.
В случае приварки опор или других элементов к корпусу или днищу сосуда расстояние между сварным швом сосуда и швом приварки должно быть не менее толщины стенки.
Все сварные соединения сосудов и их элементов должны подвергаться тщательному контролю. Дефекты, обнаруженные в процессе изготовления, монтажа и испытания, должны быть устранены с последующим контролем исправленных участков.
На применяемые для изготовления газопроводов трубы должны быть сертификаты заводов-изготовителей. Применяемая для сварки присадочная проволока также должна иметь сертификат, а при отсутствии его — подвергаться проверке механическими испытаниями образцов, которые вырезаются из пробных сварных стыков.
Газовую сварку применяют для газопроводов диаметром не более 150 мм, при толщине стенок не более 5 мм. Перед сборкой и сваркой труб их очищают от попавших внутрь посторонних предметов, поверхность свариваемых кромок зачищают до металлического блеска. Ручная газовая сварка газопроводов выполняется только в один слой.
Контроль за сваркой газопроводов включает проверку качества применяемых материалов, пооперационный контроль сборки и сварки стыков, проверку качества стыков внешним осмотром и физическими методами контроля, механические испытания образцов, вырезанных из контрольных стыков.
Пооперационный контроль состоит в проверке правильности сборки и сварки стыков. Высота усиления должна составлять от 1 до 3 мм, но не более 40% толщины стенки труб, а ширина шва не должна превышать 2,5% толщины стенки трубы. Для подземных газопроводов диаметром 50 мм и более проверке физическими методами контроля (просвечивание рентгеновским и гамма-излучением, магнитный метод) подлежит следующее количество сварных стыков (в % от общего числа):
| Газопроводы низкого давления (до 0,005 МПа включительно) | 5 |
| То же, среднего давления (от 0,005 до 0,3 МПа) | 10 |
| То же, высокого давления (от 0,3 до 0,6 МПа) | 50 |
| То же, высокого давления (от 0,6 до 1,2 МПа) | 100 |
При этом проверяется не менее чем по одному стыку из числа стыков, сваренных каждым сварщиком на каждом объекте.
Сварные стыки газопроводов при проверке их физическими методами контроля бракуются при наличии следующих дефектов: трещин, непровара по сечению шва, непровара глубиной свыше 10% корня шва, шлаковых включений или раковин по группам А и В (ГОСТ 7512-82) размером по глубине шва более 10% для труб толщиной стенки до 20 мм, шлаковых включений, расположенных цепочкой или сплошной линией вдоль шва по группе Б (ГОСТ 7512-82) при суммарной длине свыше 200 мм на 1 м шва, скоплений газовых пор на отдельных участках шва по группе В (ГОСТ 7512-82) свыше 5 шт. на 1 см
Для механических испытаний из стыка вырезают по три образца для испытаний на изгиб и на растяжение.
После газовой сварки и проверки газопровода его испытывают на прочность и плотность. Перед этими испытаниями газопровод должен быть продут воздухом. Испытания на прочность и плотность, за исключением надземных и внутрицеховых газопроводов с давлением свыше 0,3 МПа, производят воздухом. Величины испытательных давлений на прочность и плотность для подземных и надземных газопроводов приведены в таблице.
Таблица 1 — Испытательные давления для подземных, и надземных газопроводов
| Давление на газопроводе | Испытательное давление, МПа | |
|---|---|---|
| на прочность | на плотность | |
| Низкое (до 0,005) | 0,3 | 0,1 |
| Среднее (от 0,005 до 0,3) | 0,45 | 0,3 |
| Высокое (от 0,3 до 0,6) | 0,75 | 0,6 |
| Высокое (от 0,6 до 1,2) | 1,5 | 1,2 |
Продолжительность испытания газопровода на плотность составляет не менее 24 ч. Дефекты сварных швов, выявленные при испытании, исправляются вырубкой и повторной сваркой. После устранения дефектов качество сварных соединений должно быть заново проверено.
Методы сварки газопроводов
Подробности- Подробности
- Опубликовано 30.08.2013 10:20
- Просмотров: 4192
Сварка — это самая оптимальная на сегодняшний день термическая технология резки и соединения металлов. Она недорога, эффективна и довольно проста в работе, что обуславливает ее широкую сферу применения. Незаменима она и проведении газопроводов — там где от прочности и надежности соединения зависит, прежде всего, безопасность человека. При монтаже газопроводов чаще всего применяются 3 метода сварки:
Дуговая сварка
Соединение труб происходит за счет нагревания их кромок электрической дугой, при этом большое значение имеет равномерность сварного шва. Формируемая в процессе работы сварочная ванна (объем жидкого металла) должна быть цельной по всему периметру трубы, иначе соединение не будет обладать достаточной герметичностью. Именно этот параметр выходит на первое место в тех случаях, когда выполняется автономная газификация, поскольку в большинстве случаев работа ведется в закрытых помещениях, где последствия утечки газа могут быть наиболее опасными.
Газосварка
Что касается газосварки, то применение ее обосновано в тех случаях, когда речь заходит о соединении деталей, выполненных из тугоплавких металлов. Такая специфика объясняется особенностями самой технологии. Расплавление металла здесь происходит за счет тепловой энергии, выделяемой ацетиленом, сгорающим в струе кислорода, при этом температура составляет примерно 3 тысячи градусов по Цельсию. Преимуществом данного метода является его повышенная точность — сварной шов, выполненный газосваркой получается практически идеально ровным и не имеет окалины.
Стыковая сварка
Сварочное соединение формируется за счет сдавливания соединяемых сечений труб и параллельной подаче на место соединения сварочного тока, при этом способ прогрева может быть различным. Поскольку доставка газа (http://www.totalgaz.ru) осуществляется по трубопроводам большого сечения, стыковая сварка сопротивлением для выполнения таких работ не подходит. В данном случае применяется только сварка оплавлением, при которой сдавливание осуществляется при включенном трансформаторе. При этом обеспечивается равномерный расплав соединяемых поверхностей.
Ключевую роль при монтаже газопроводов имеет проведение тщательного неразрушающего контроля выполненных сварных соединений на предмет отсутствия трещин, шлаков и порезов. Только так можно исключить любые контакты (http://www.totalgaz.ru/kontakty/) переносимого газа с внешней средой.
Читайте также
Добавить комментарий
ВБН А.3.1-36-3-96. Сварка стальных газопроводов
ПрофиДОМ: главное в строительстве- Все новости
- Публикации
- Медиа
- Видео
- Видеоинструкции
- Как строить
- Как ремонтировать
- Фотогалерея
- Архитектура мира
- Архитектура Украины
- Альбомы по архитектуре
- События
- Фотоальбомы читателей
- Дизайн интерьера
- Видео
- Компании
- SOLWIN Украина
- Продукты
- Системы Vöroka
- Спецпроекты
- Истории успеха
- Сакральная архитектура
Типовая производственная инструкция «Реконструкция участка стального газопровода методом протяжки полиэтиленовой трубы» — Портал газовиков
1 Общие положения
1.1 При реконструкции участка стального газопровода высокого и среднего давления методом протяжки полиэтиленовой трубы должны разрабатываться специальный план производства работ, утвержденный техническим руководителем ГРО, с указанием последовательности проведения операций, расстановки людей, технического оснащения, мероприятий, обеспечивающих максимальную безопасность, лиц, ответственных за проведение газоопасных работ, и схема расположения газопровода. 1.2 Перед началом работ по реконструкции участка стального газопровода методом протяжки полиэтиленовой трубы необходимо пригласить представителей организаций, имеющих вблизи газопровода подземные сооружения, для уточнения их расположения и принятия мер по безопасному выполнению работ. 1.3 Работники, имеющие право выдачи нарядов-допусков к выполнению газоопасных работ, назначаются приказом по ГРО. Ответственного за про ведение работ назначает работник, выдающий наряд-допуск на газоопасные работы. 1.4 О начале производства работ необходимо сообщить в АДС. 1.5 Реконструкция участка стального газопровода методом протяжки полиэтиленовой трубы про водится бригадой рабочих в количестве не менее трех человек под руководством специалиста. 1.6 Реконструкция участка стального газопровода методом протяжки полиэтиленовой трубы производится по результатам технического обследования подземного газопровода по графику, утвержденному техническим руководителем ГРО. 1.7 Соединение полиэтиленовых труб производится с использованием соединительных деталей, соответствующих ГОСТ Р 52779. 1.8 Технологические параметры сварки с помощью соединительных деталей с ЗН должны соответствовать указаниям предприятия-изготовителя, содержащим следующие сведения: - напряжение, подаваемое от блока питания к ЗН; - время сварки; - минимальное время охлаждения сварного шва, в течение которого на него не допускаются внешние механические воздействия. 1.9 При реконструкции участка стального газопровода методом протяжки полиэтиленовой трубы следует использовать трубы, соответствующие ГОСТ Р 50838.
2 Порядок производства работы
2.1 До начала производства работ на подземном газопроводе ЭХЗ должна быть отключена, а по окончании работ вновь включена. 2.2 Перед началом газоопасных работ работником, ответственным за их проведение, проверяется соответствие документации фактическому расположению газопровода. 2.3 Потребители газа должны быть оповещены о сроках выполнения работ и прекращении подачи газа не позднее, чем за трое суток до их начала. 2.4 Резку полиэтиленовой трубы необходимо осуществлять с помощью механических труборезов роликового или гильотинного типа. 2.5 При соединении полиэтиленовых труб зачистка соединяемых наружных поверхностей труб должна осуществляться специальным инструментом, обеспечивающим снятие поверхностного слоя. 2.6 Сварка стальных труб должна производиться электродуговой сваркой: - при толщине стенок трубы до 6 мм сварку следует выполнять не менее чем в два слоя; - толщине стенок трубы более 6 мм - не менее чем в три слоя. 2.7 Резка, обработка торцов, снятие фасок стальной трубы должны производиться газовой резкой или механическим способом. 2.8 Работы по реконструкции стального газопровода протяжкой полиэтиленовой трубы выполняются в следующем порядке: - производятся земляные работы по разработке двух котлованов в начале и конце реконструируемого участка в соответствии с утвержденной в установленном порядке инструкцией на производство земляных работ, котлованы проверяются на загазованность; - производится отключение подачи газа на ремонтируемом участке; - вскрытые участки стального газопровода очищаются от грунта и изоляционного покрытия; - места вырезки катушек длиной, выбираемой из расчета свободного затягивания полиэтиленовой плети и удобства проведения работ, размечаются несмываемым карандашом; - вырезаются катушки по нанесенным разметкам газовой резкой или механическим способом; - с двух сторон на действующем газопроводе устанавливаются заглушки и обвариваются сваркой; - осуществляют протяжку тягового каната двумя способами: а) при использовании полимерного стержня и свинчивающихся штанг: 1) полимерный стержень или штанги про пускаются в реконструируемый участок стального газопровода со стороны входного конца; 2) со стороны выходного конца к вышедшему стержню или штанге прикрепляют тяговый канат, размеченный краской, через 1 м; 3) втягивают во входной приямок тяговый канат; б) при использовании пневмопроходчика: 1) к выходному концу реконструируемого участка газопровода приваривают стандартный фланец; 2) в отверстие газопровода с выходного конца устанавливается пневмопроходчик с закрепленным тяговым канатом; 3) тяговый канат пропускается через отверстие глухого фланца; 4) глухой фланец стягивается болтами со стандартным фланцем выходного конца реконструируемого газопровода; 5) давлением сжатого воздуха пневмопроходчик с тяговым канатом проталкивается с выходного конца реконструированного участка до входного; - к тяговому канату с помощью буксировочной головки и специального захвата прикрепляется металлический ерш - калибр и реконструируемый участок газопровода пр очищается на полную длину; - тяговому канату прикрепляется контрольный отрезок полиэтиленовой трубы длиной 2,0-3,0 м и протягивается через реконструируемый участок, после протяжки контрольный отрезок трубы не должен иметь повреждений глубиной более 0,3 мм для труб с номинальной толщиной стенки менее 6,8 мм и 0,7 мм для труб с номинальной толщиной стенки более 6,8 мм; - на концах реконструируемого участка газопровода устанавливаются гладкие втулки с конусным раструбом; - подготовленная полиэтиленовая плеть с помощью буксировочной головки и специального захвата прикрепляется к концу тягового каната и протаскивается в реконструируемый участок стального газопровода; - производится подгонка полиэтиленового и действующего стального газопроводов под размеры неразъемного соединения «полиэтилен -сталь»; - производится подготовка концов полиэтиленового газопровода и полиэтиленовой части неразъемного соединения «полиэтилен-сталь» к сварке: а) концы труб очищаются от загрязнений на расстояние не менее длины переходника; б) на концы труб наносятся метки зачистки на расстояние, на 5 мм превышающее половину длины переходника; в) зачищается окисная пленка с поверхности концов труб на глубину 0,1-0,2 мм в пределах меток; г) производится снятие фасок с торцов труб; д) на расстоянии от торцов, равном половине длины переходника наносятся метки зоны посадки муфты; е) зачищенные поверхности и внутренняя поверхность муфты обезжириваются растворителем; - производится сборка сварного соединения: а) конец полиэтиленовой трубы закрепляется в зажимах позиционера, после чего на нее надвигается переходник стороной с меньшим диаметром; б) полиэтиленовая часть неразъемного соединения «полиэтилен-сталь» вставляется в переходник со стороны большего диаметра и закрепляется в зажиме позиционера; - производится сварка полиэтиленовых труб: а) сварочный аппарат подключается к клеммам муфты; б) производится ввод информации о параметрах и проведении процесса сварки в зависим ости от устройства для считывания и декодирования, которым оснащен сварочный аппарат; - после охлаждения сварного соединения про изводится освобождение труб из зажимов позиционера; - снимаются фаски с концов стальной части неразъемного соединения «полиэтиленсталь» и действующего стального газопровода и зачищаются шлифмашинкой; - производится центровка стальных труб; - производится фиксация установленной катушки прихватками, которые должны быть выполнены с использованием тех же электродов и при тех же режимах сварки, которые будут применены при сварке; - производится вварка катушки в действующий газопровод; - производится контроль качества сварных соединений радиографическим методом; - путем подачи в реконструированный участок газопровода сжатого воздуха и создания в нем испытательного давления газопровод проверяется на герметичность согласно СП 62.13330.2011 [3], дефекты, выявленные в процессе испытания, устраняются только после снижения давления газа в газопроводе до атмосферного, после устранения дефектов повторно производится испытание газопровода на герметичность; - производится возобновление подачи газа; - проверяется герметичность сварных соединений пенообразующим раствором, мыльной эмульсией или приборным методом; - производятся восстановительные земляные работы в соответствии с утвержденной в установленном порядке инструкцией на производство земляных работ.
3 Контроль качества работ
3.1 Контроль качества сварных стыков стального газопровода производится внешним осмотром и радиографическим методом по ГОСТ 7512. 3.2 По внешнему виду сварные швы должны удовлетворять следующим требованиям: - швы и прилегающие к ним поверхности труб на расстоянии не менее 20 мм (по обе стороны шва) должны быть очищены от шлака, брызг расплавленного металла, окалины и других загрязнений; - швы не должны иметь трещин, прожогов, незаваренных кратеров, выходящих на поверхность пор, а также подрезов глубиной более 5 % толщины стенки труб (более 0,5 мм) и длиной более 1/3 периметра стыка (более 150 мм). 3.3 На сварные стыки подземных газопроводов должна быть нанесена маркировка (клеймо) сварщика, выполнившего сварку. Способ маркировки должен обеспечить ее сохранность в течение эксплуатации газопровода. При заварке стыка несколькими сварщиками клейма проставляются на границах свариваемых участков. 3.4 Внешний вид сварных соединений, выполненных с помощью соединительных деталей с ЗН, должен отвечать следующим требованиям: - трубы за пределами соединительной детали должны иметь следы механической обработки поверхностей, подготовленных под сварку; - индикаторы сварки деталей должны находиться в выдвинутом положении; - угол излома сваренных труб или трубы и соединительной детали не должен превышать 50°; - поверхность деталей не должна иметь следов температурной деформации или оплавленного полиэтилена; - по периметру детали не должно быть следов расплава полиэтилена, возникшего в процессе сварки. 3.5 Сварные соединения, забракованные при внешнем осмотре, исправлению не подлежат и должны быть удалены из газопровода. 3.6 После окончания всех видов работ ответственный за их проведение докладывает в АДС и руководству ГРО.
4 Оформление результатов работы
По завершении газоопасной работы по реконструкции участка стального газопровода методом протяжки полиэтиленовой трубы составляется акт и делается отметка в эксплуатационном паспорте на газопровод. Документация хранится один год.
5 Специальные требования
5.1 На выполнение работы по реконструкции участка стального газопровода методом протяжки полиэтиленовой трубы выдается наряд-допуск на выполнение газоопасных работ по форме ФНП [2], предусматривающий разработку и последующее осуществление комплекса мероприятий по подготовке и безопасному проведению работ. 5.2 К работе допускаются специалисты и рабочие, прошедшие аттестацию по промышленной безопасности в объеме, соответствующем должностным обязанностям и профилю выполняемых работ, и получившие допуск к выполнению газоопасных работ. 5.3 Сварочные работы на стальных газопроводах должны проводиться в соответствии с ГОСТ 12.3.003. 5.4 При выполнении сварочных работ сварщики должны быть аттестованы на 1 уровень, а специалисты сварочного производства - на II уровень и выше в соответствии с РД 03-495-02 [7] и ПБ 03- 273-99 [13]. 5.5 Технический контроль качества сварочных работ (сварных соединений) неразрушающими методами контроля должен осуществляться лабораториями, аттестованными в установленном порядке. 5.6 Перед выполнением работы руководитель обязан проинструктировать работников о технологической последовательности операций и необходимых мерах безопасности и зафиксировать прохождение инструктажа подписями работников - членов бригады в нарядедопуске на выполнение газоопасных работ. 5.7 После получения задания работники - члены бригады обязаны подготовить: - необходимые средства индивидуальной защиты (противогаз шланговый, рукавицы, спецодежда, аптечка, спасательные пояса и веревки) и проверить их исправность; - инструмент, оборудование и техническую оснастку, необходимые при выполнении работы, проверить их исправность и соответствие требованиям безопасности. 5.8 Наличие и исправность средств индивидуальной защиты определяются при выдаче наряда-допуска на выполнение работы. 5.9 Ответственным за наличие у работников средств индивидуальной защиты, их исправность и навыки применения является руководитель работ. 5.10 Место производства работ должно быть оборудовано лестницами, обеспечивающими быструю эвакуацию работников из котлована или траншеи, и средствами пожаротушения (огнетушитель, вода, полотно и др.). Рабочие должны иметь монтажные пояса с веревкой, конец которой должен находиться на бровке котлована или траншеи. 5.11 Место производства работ ограждается сигнальной лентой, выставляются предупредительные знаки. 5.12 Спуск в траншею (котлован) должен осуществляться по металлическимлестницам с закреплением их у края траншеи (котлована). Для предотвращения скольжения и искрения при опирании на твердое основание лестницы должны иметь резиновые «башмаки», а обувь у лиц, выполняющих работу на подземном газопроводе, не должна иметь стальных подковок и гвоздей. 5.13 Перед каждой последующей операцией по ремонту необходимо производить контроль загазованности высокочувствительным газоиндикатором. При обнаружении утечек газа все работы необходимо при остановить до выяснения причин. 5.14 При производстве зачистки труб рабочие должны быть обеспечены защитными очками и брезентовыми рукавицами. 5.15 Пользоваться открытым пламенем на расстоянии менее 5 м от мест производства работ запрещено. 5.16 Полиэтиленовые трубы должны храниться не ближе 1 м от нагревательных приборов во избежание их теплового деформирования. Не допускается нахождение вместе с трубами горюче-смазочных материалов. 5.17 Сварочное оборудование, трубы и другие изделия при их транспортировке должны фиксироваться (закрепляться) в транспортном средстве. 5.18 Сварочные работы на открытом воздухе во время дождя, снегопада, тумана и при ветре скоростью свыше 10 м/с необходимо выполнять только при обеспечении места сварки защитными палатками. 5.19 Растворители и другие обезжиривающие жидкости должны храниться в герметично закрываемой и не боящейся ударов таре емкостью 200 мл. После работы с растворителями руки промываются водой. 5.20 Перед началом и во время сварочных работ необходимо следить за исправностью изоляции сварочных проводов и электродержателей, а также за прочностью соединения контактов. При прокладке проводов и каждом их перемещении должны приниматься меры против повреждения изоляции. При поврежденной изоляции про изводить ремонтные работы с использованием электричества запрещается. 5.21 Электроды, применяемые для производства работ, должны быть осмотрены на их соответствие требованиям технических условий. При обнаружении дефектов (нарушение защитного покрытия электродов, увлажнение) применение данных электродов не допускается. 5.22 При производстве работы на подземном стальном газопроводе следует применять инструмент из цветного металла, исключающий искрообразование. Рабочая часть инструмента из черного металла должна обильно смазываться солидолом или другой аналогичной смазкой. Использование электрических инструментов, дающих искрение, не допускается. 5.23 Газовая резка и сварка на действующих газопроводах допускается при давлении газа 0,0004-0,002 МПа. Во время выполнения работ следует осуществлять постоянный контроль за давлением газа в газопроводе. При давлении газа в газопроводе ниже 0,0004 МПа или выше 0,002 МПа работы следует прекратить. До начала работ по сварке (резке) газопровода, а также замене арматуры, компенсаторов и изолирующих фланцев в колодцах, туннелях, коллекторах следует снять (демонтировать) перекрытия. Допускается производить сварочные работы без снижения или с частичным снижением давления газа с использованием специальных технологий и оборудования по методикам, утвержденным в установленном порядке. 5.24 Стыковку стальных труб при замене неразъемных соединений «полиэтилен-сталь» необходимо производить, избегая возникновения механических воздействий в зоне соединения полиэтилена со сталью. 5.25 При выполнении электросварочных работ температура в зоне соединения полиэтилена со сталью не должна превышать 50 °С. 5.26 При изоляции стального участка газопровода на основе горячих битумных мастик необходимо следить, чтобы на полиэтиленовые участки соединения не попадал горячий битум. 5.27 Все работники бригады должны уметь оказывать первую медицинскую помощь при ожогах, ушибах, удушье, отравлении газом и поражении электрическим током.
Сварка нефтегазовых трубопроводов
На всякий случай
Проверенная в Атлантическом океане, арабских пустынях и сибирских лесах, компания Kemppi является квалифицированным партнером для выполнения самых сложных проектов по сварке нефти и газа. Наши клиенты преуспевают в использовании нашего надежного оборудования с оптимизированными характеристиками дуги и программного обеспечения для управления сваркой на нескольких площадках с расширенными функциями сбора и управления документацией. Оборудование и программное обеспечение для управления помогут вам соответствовать требованиям клиентов и мировым стандартам, таким как API, ASME, AWS, ISO и COST.Kemppi — это безопасный способ сварки.
Трубопроводы
Качество сварных швов труб сильно коррелирует с производительностью трубопроводных проектов. Спрос на трубы большего диаметра из более прочной стали растет. Потребность в более тонких стенках и более быстрых, но надежных методах сварки очевидна.
Компания Kemppi разработала самый передовой в мире процесс сварки корневого шва. Процесс Kemppi WiseRoot + позволяет выполнять сварку без подложки, что позволяет сократить расходы на материал подложки и рабочее время.В результате получаются высококачественные сварные швы с легким контролем, а также сокращается время сварки, что в значительной степени способствует продуктивности проекта.
Нефтяные вышки
При работе посреди штормового моря слово «экстремальный» приобретает совершенно новое значение. Завершение сварочного проекта на нефтяной вышке требует обширной документации и безупречных и прочных сварных швов. Решения Kemppi обеспечивают 100% отслеживаемость каждого сварного шва даже в экстремальных условиях. Kemppi позволяет свести к минимуму количество дефектов сварки.Кроме того, вероятность коррозии снижается благодаря отличным сварным швам и отслеживаемости. Все это напрямую увеличивает вашу производительность.
НПЗ
Компания Kemppi была партнером во многих проектах строительства НПЗ. Наше интеллектуальное оборудование регулирует вашу процедуру сварки в зависимости от свариваемого материала и диаметра трубы, притока / потока жидкости и давления. Для ваших сварщиков наше обучение — простой способ получить необходимые знания и навыки для безопасного выполнения своей работы.
Добро пожаловать в Совет по регулированию нефти и природного газа, Индия
Технические стандарты и спецификации, включая стандарты безопасности для трубопроводов природного газа
| Скачать сводный регламент (внесены поправки до 12.01.2015) |
| Примечание *: соблюдайте правила Бюллетеня, поскольку справочные копии / сводные правила предназначены только для удобства пользователей.В случае каких-либо несоответствий, Бюллетень считается абсолютным / авторитетным. |
СОВЕТ ПО РЕГУЛИРОВАНИЮ НЕФТИ И ПРИРОДНОГО ГАЗА
УВЕДОМЛЕНИЕ
Нью-Дели, 11 ноября 2009 г.
G.S.R. 808 (E) .- Во исполнение полномочий, предоставленных разделом 61 Закона о регулировании в области нефти и природного газа 2006 г. (19 от 2006 г.), Совет по регулированию нефти и природного газа настоящим принимает следующие постановления, а именно: —
1.Краткое название и начало.(1) Эти правила могут называться Правилами Совета по регулированию нефти и природного газа (технические стандарты и спецификации, включая стандарты безопасности для трубопроводов природного газа), 2009 г.
(2) Они вступают в силу с даты их публикации в Официальном вестнике.
2. Определения.(3) В настоящих правилах, если контекст не требует иного,
(a) «Акт» означает Закон о Совете по регулированию нефтегазовой промышленности от 2006 г .;
(b) «активный регулятор» означает регулятор в Станции регулирования давления (PRS), который обычно регулирует давление на выходе;
(c) «активная и контролирующая система регулятора» означает расположение двух регулирующих устройств последовательно, одно (Активное) обычно для управления давлением на выходе, а другое (Мониторинг) для управления в случае выхода из строя активного регулятор;
(d) «ASME B 31.8 «означает стандарт, охватывающий систему трубопроводов передачи и распределения газа, упомянутую в Приложении VI.
(e) «Совет» означает Совет по регулированию нефти и природного газа, созданный в соответствии с подразделом (1) раздела 3 Закона;
(f) «городская газораспределительная организация» означает организацию, уполномоченную Советом на прокладку, строительство, эксплуатацию или расширение городской или местной распределительной сети природного газа;
(ж) «компрессорная станция» означает установку на трубопроводе с компрессорными установками для повышения давления газа;
(h) «предохранительный клапан от ползучести» означает предохранительный клапан, установленный для сброса избыточного давления, вызванного ползучестью в системе, и имеющий максимальную пропускную способность 1% такой системы;
(i) «Промежуточная станция скребков» означает установку, имеющую оборудование для приема и запуска скребков для операций скребков;
(j) «оншорный» означает районы, кроме оффшорных, которые составляют область применения этих стандартов.Подводящие трубопроводы от причала или других точек хранения также должны быть частью береговых трубопроводов. Оффшорное и наземное покрытие согласно этому стандарту представлено в Приложении-I;
(k) «операционная компания или оператор» означает организацию, занимающуюся эксплуатацией газопроводной сети с разрешения Совета;
(l) «владелец» означает организацию, которая владеет сетью трубопроводов природного газа и была уполномочена Советом директоров;
(м) «Трубопровод природного газа» означает любой трубопровод, включая ответвления для транспортировки природного газа, и включает в себя все подключенное оборудование и объекты, такие как компрессоры, хранилища, узлы учета и т. Д.и газопроводы для морского и наземного охвата, указанные в Приложении I, но не включают —
(i) выделенный трубопровод, проложенный для транспортировки природного газа конкретному потребителю для удовлетворения его требований, а не для перепродажи;
(ii) трубопроводов в городской или местной распределительной сети природного газа, которые регулируются Регулирующим советом по нефти и природному газу (уполномоченные организации на прокладку, строительство, эксплуатацию или расширение городских или местных газораспределительных сетей), 2008 г .;
(n) «положительная изоляция» означает изоляцию с помощью глухих или очковых шторок в случае фланцевых соединений или с приваркой колпачка в случае сварных соединений;
(o) «право пользователя или отчуждение» означает территорию или часть земли, в пределах которой оператор или владелец трубопровода приобрел право в соответствии с Законом о нефте- и минеральных трубопроводах 1962 года или в соответствии с соглашением. с землевладельцем или агентством, обладающим юрисдикцией над землей для прокладки и эксплуатации газопроводов;
(p) «ПЗК» означает клапан, который предназначен для быстрого закрытия в случае обнаружения аномального давления (избыточного или низкого) в выбранной точке газопроводной системы;
(q) «субпроводящий трубопровод» означает трубопровод высокого давления, соединяющий магистральный трубопровод природного газа с городской станцией, но принадлежащий организации CGD;
(r) «система передачи» означает один или несколько сегментов трубопровода, обычно соединенных между собой, чтобы сформировать сеть, которая транспортирует газ из системы сбора, выхода газоперерабатывающего завода или месторождения хранения на высокие, средние или низкие уровни система напорных трубопроводов, крупный заказчик или другое хранилище;
(4) Слова и выражения, используемые и не определенные в настоящих правилах, но определенные в Законе или в правилах или постановлениях, принятых в соответствии с ним, имеют значения, соответственно присвоенные им в Законе или в правилах или постановлениях, как случай может быть.
3. Заявление.
(1) Настоящие правила должны применяться ко всем организациям, уполномоченным Советом на прокладку, строительство, эксплуатацию или расширение трубопроводов природного газа в рамках Совета по регулированию нефти и природного газа (уполномоченные организации на прокладку, строительство, эксплуатацию или расширение Трубопроводы природного газа), 2008 г., а также любые другие трубопроводы природного газа, включая выделенные трубопроводы, о которых время от времени уведомляет Совет.
(2) Определения конструкции, материалов и оборудования, сварки, изготовления, монтажа, испытаний, ввода в эксплуатацию, эксплуатации и технического обслуживания, а также контроля коррозии трубопроводной сети природного газа должны соответствовать требованиям ASME B31.8 за исключением случаев, когда такие требования специально отменяются, заменяются или изменяются требованиями, указанными в настоящих правилах.
4. Сфера действия .
(1) Требования настоящих правил распространяются на все существующие и новые трубопроводы природного газа, включая выделенные трубопроводы.
(2) Настоящие правила должны охватывать проектирование трубопроводов, материалы и оборудование, сварку, изготовление, монтаж, испытания, ввод в эксплуатацию, эксплуатацию и техническое обслуживание, а также контроль коррозии трубопроводов природного газа общего или контрактного перевозчика (передача или субпередача), включая безопасность требования к трубопроводам природного газа.Покрытие трубопроводов должно соответствовать Приложению I и включать выделенные трубопроводы для конкретных потребителей.
5. Намерение.
Эти стандарты предназначены для обеспечения единообразного применения принципов проектирования и руководства при выборе и применении материалов и компонентов, оборудования и систем, а также единообразной эксплуатации и технического обслуживания системы трубопроводов природного газа, и в первую очередь должны быть сосредоточены на аспектах безопасности сотрудников и общественные и объекты, связанные с газопроводами.
6. Стандарт.
Технические стандарты и спецификации, включая стандарты безопасности (далее именуемые как стандарт) для трубопроводов природного газа, включены в Список I, который охватывает материалы и оборудование (Приложение 1A), сварку (Приложение 1B), компоненты системы трубопроводов и их изготовление (Приложение 1C), Проектирование, установка и испытания (Приложение 1D), процедуры эксплуатации и технического обслуживания (Приложение 1E), Контроль коррозии (Приложение 1F), Разное (Приложение 1G), как указано в Приложении I к Приложению VI.
7. Соответствие этим нормам.
(1) Совет должен контролировать соблюдение этих правил либо напрямую, либо через аккредитованную третью сторону в соответствии с отдельными положениями об оценке соответствия третьей стороной.
(2) Если организация проложила, построила, построила или расширила сеть трубопроводов природного газа на основе какого-либо другого стандарта или не соответствует требованиям, указанным в этих правилах, организация должна провести подробный технический аудит своей инфраструктуры. через уполномоченное Советом или одобренное Советом стороннее агентство.После этого организация должна представить отчет о соответствии, подготовленный третьей стороной, вместе со своим планом смягчения последствий и графиком реализации с указанием сроков в Совет для утверждения в течение шести месяцев с даты уведомления об этих правилах.
(3) Продолжение эксплуатации существующей газопроводной сети допускается только при соблюдении следующих требований, а именно: —
(i) Система газопровода должна быть испытана первоначально при вводе в эксплуатацию в соответствии с ASME B 31.8. Предприятие должно иметь соответствующие записи. Такая запись испытаний должна быть действительна для текущей операции. В качестве альтернативы, если такая запись недоступна, организация должна предоставить протокол эксплуатационных испытаний сети газопровода, прошедшей испытания в соответствии с ASME B 31.8;
(ii) Система газопровода имеет систему обнаружения утечек на компрессорной станции, приемной и конечной станции газа и находится в рабочем состоянии;
(iii) Должна быть обеспечена защита системы от повреждений третьей стороной:
При условии —
(a) организация должна подать самосертификацию в подтверждение выполнения вышеуказанных требований в течение месяца с момента уведомления об этих правилах;
(b) Сертификаты , указанные в параграфе (а), должны быть выполнены для трубопровода природного газа при строительстве и вводе в эксплуатацию, эксплуатации и техническом обслуживании.Самостоятельная сертификация должна быть представлена Совету вместе с планом смягчения последствий и графиком реализации;
(c) Критические компоненты системы, определенные Советом для таких существующих сетей, должны соответствовать этим правилам в течение периода, указанного в Приложении I, и уполномоченный орган должен поддерживать целостность существующей системы трубопроводов природного газа на все время; и
(d) Положения настоящих правил, относящиеся к процедурам эксплуатации и технического обслуживания, также должны применяться ко всем таким существующим установкам.
8. Неисполнение и последствия.
(1) Должна существовать система для обеспечения соблюдения положений настоящих правил посредством проведения технических аудитов и проверок безопасности на этапе строительства, ввода в эксплуатацию и эксплуатации, а также на постоянной основе, как может быть указано. время от времени.
(2) В случае невыполнения обязательств в подрегулировании (1), организация должна квалифицироваться как дефолтная организация в соответствии с правилом 16 (1) Совета по регулированию нефти и природного газа (уполномоченные организации на закладку, строительство, эксплуатацию или расширить трубопроводы природного газа), Правила, 2008.
(3) В случае любого отклонения или невыполнения требований, включая любое из следующих дефолтов, предприятию должен быть предоставлен срок для исправления такого отклонения, дефицита, неисполнения обязательств, а в случае несоблюдения организация несет ответственность за прекращение работы или прекращение действия разрешения, помимо любых штрафных санкций в соответствии с положениями Закона, а именно: —
(a) , если организация не выполняет в течение указанного срока критических действий, указанных в Приложении I.
(b) организация трижды нарушает правила в соответствии с подпунктом (1) правила 16 Совета по регулированию нефти и природного газа (уполномоченные лица на прокладку, строительство, эксплуатацию или расширение трубопроводов природного газа), Положения, 2008 г.
(c) обнаружено, что предприятие эксплуатирует трубопроводы за пределами условий максимально допустимого рабочего давления (MAOP) (исходное или пониженное давление).
(d) обнаружено, что предприятие эксплуатирует трубопроводную систему без проведения гидроиспытаний, как указано в этих правилах;
(e) в случае, если установка будет признана небезопасной для эксплуатации в соответствии с оценкой периодической проверки третьей стороной, и соблюдение требований не достигается в течение периода уведомления Правлением.
9. Требования других законов.
Необходимо соблюдать все законодательные нормы, правила и действующие законы, если это применимо, и необходимые разрешения должны быть получены от соответствующих компетентных органов для системы трубопроводов природного газа.
10. Разное.
(1) 1 Если возникает какой-либо вопрос относительно толкования этих правил, то он должен быть решен Советом.
(2) Правление может в любое время внести соответствующие изменения в настоящие правила.
ПРИЛОЖЕНИЕ-I
ПЕРЕЧЕНЬ ОСНОВНЫХ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ
в
Трубопроводы природного газа
*******
Старший № | Критическая инфраструктура / деятельность / процессы | Срок реализации | План реализации |
1 | Протокол испытаний радиографии, ультразвукового испытания или других применимых методов неразрушающего контроля (выполненных перед вводом в эксплуатацию) | 6 месяцев | можно подавать поэтапно в течение 6 месяцев |
2 | Отчет о гидроиспытаниях (выполненных перед вводом в эксплуатацию) | 6 месяцев | можно подавать поэтапно в течение 6 месяцев |
3 | Протокол катодной защиты трубопровода | 6 месяцев | можно подавать поэтапно в течение 6 месяцев |
4 | Записи о строительстве трубопровода | 6 месяцев | можно подавать поэтапно в течение 6 месяцев |
5 | Должна выполняться интеллектуальная очистка скребков для обнаружения потери металла в трубопроводах размером NPS 12 дюймов и выше и длиной 10 км и более. | 2 года | Если очистка скребков не проводилась более 5 лет для высокосернистого газа и 10 лет для трубопровода сладкого газа, то интеллектуальная очистка скребков должна быть проведена в течение двух лет, в противном случае должны быть представлены соответствующие записи. |
6 | Система менеджмента ОТ, ПБ и ООС (включая систему противопожарной защиты) | 6 месяцев | К реализации |
7 | Высота вентиляционного отверстия должна быть не менее 3 метров над рабочим уровнем | 6 месяцев | Увеличьте высоту вентиляционного отверстия |
8 | Детекторы газа должны быть установлены на компрессорной станции, терминалах приема и сдачи газа | 1 год | Установить детекторы газа для резервной системы SCADA, в другом месте должен быть предусмотрен ручной детектор газа |
9 | Экологически безопасная система пожаротушения закрытых помещений. | 2 года | Для диспетчерской, распределительного устройства, аккумуляторной и т. Д. (CO2 допустим только для беспилотных станций) |
10 | HAZOP выполнить по всем объектам трубопровода | 1 год | Отчет HAZOP должен быть представлен вместе с планом смягчения последствий |
Приложение I
Технические стандарты и спецификации, включая стандарты безопасности
для
трубопроводов природного газа
Schedule-1A МАТЕРИАЛЫ И ОБОРУДОВАНИЕ
Schedule-1B СВАРКА
Schedule-1C КОМПОНЕНТЫ СИСТЕМЫ ТРУБОПРОВОДОВ И ДЕТАЛИ ИЗГОТОВЛЕНИЯ
Schedule-1D ПРОЕКТИРОВАНИЕ, МОНТАЖ И ИСПЫТАНИЯ
Schedule-1E ПРОЦЕДУРЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ И ТЕХОБСЛУЖИВАНИЯ-1
График 1А
МАТЕРИАЛЫ И ОБОРУДОВАНИЕ
МАТЕРИАЛЫ И ОБОРУДОВАНИЕ
Все материалы и оборудование, составляющие неотъемлемую часть любой системы трубопроводов, построенной в соответствии с настоящим стандартом, должны соответствовать проектным требованиям и подходить для предполагаемых методов изготовления или строительства. Для работы с высокосернистым газом должны выполняться требования Приложения 1G.
МАТЕРИАЛЫ ДЛЯ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ В ХОЛОДНОМ КЛИМАТЕ
Материалы, которые будут использоваться на объектах, подвергающихся воздействию низких температур окружающей среды или низких рабочих температур, должны обладать соответствующими ударными свойствами для предотвращения хрупкого разрушения при таких низких температурах.
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ МАТЕРИАЛА
В дополнение к стандартам и спецификациям, содержащимся в ASME B31.8, стандарты и спецификации, перечисленные в Приложение II , также должны быть приемлемы для производства различных компонентов трубопроводов, составляющих часть трубопроводов природного газа и связанных с ними объектов.
Стальная труба
в соответствии со Спецификацией линейных труб API 5L, должна быть бесшовной, дуговой сваркой (EAW) или продольной / спиральной дуговой сваркой под флюсом (LSAW / HSAW) в соответствии с (PSL 2).
Производители электросварных труб в соответствии со Спецификацией 5L API также должны соответствовать дополнительным требованиям, указанным в Приложении III к настоящему стандарту
Углеродный эквивалент
Максимальные пределы углеродного эквивалента для трубопроводов должны быть следующими:
Для труб с содержанием углерода> 0.12%
CE (IIW) = C + Mn + Cr + Mo + V + Ni + Cu
6 5 15
Значение CE (IIW) должно быть 0,43%.
Для труб с содержанием углерода 0,12%
CE (Pcm) = C + Si + Mn + Cu + Ni + Cr + Mo + V + 5B
30 20 20 60 20 15 10
CE (Pcm) значение должно быть 0.25%.
Гидравлические испытания мельницы
Линейные трубы должны подвергаться гидростатическим испытаниям на трубном заводе с использованием испытательного давления, которое создает кольцевое напряжение, равное 95% SMYS, независимо от марки материала. Для нового трубопровода период испытательного давления 15 сек.
Прочность с надрезом
Для стальных труб размером NPS 2 и выше должна быть указана ударная вязкость.
Труба из высокопрочного чугуна
Использование труб из чугуна с шаровидным графитом не допускается для трубопроводов природного газа.
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ОБОРУДОВАНИЯ
Оборудование, используемое в трубопроводах природного газа, изготовленное в соответствии со стандартами, перечисленными в Приложении II к настоящему стандарту, также должно быть приемлемым.
График 1Б
СВАРКА
ПОДГОТОВКА К СВАРКЕ
Стыковые швы
Надрезы или расслоения на концах труб недопустимы и должны быть удалены путем разрезания трубы в виде цилиндра и снятия фаски на конце трубы или шлифованием перед сваркой.
Повторно скошенные концы должны быть повторно исследованы ультразвуковым методом или методом магнитных частиц, если длина разреза превышает ранее исследованную длину.
Сварные швы
На практике следует избегать сварки уплотнений резьбовых соединений.
КВАЛИФИКАЦИЯ ПРОЦЕДУР И СВАРКИ
Требования к трубопроводным системам, работающим при кольцевых напряжениях 20% или более от установленного минимального предела текучести
Сварочные процедуры и сварщики для сварки газопроводов должны быть аттестованы в соответствии с API 1104 и должны включать требования к испытаниям на ударную вязкость, применимые к свариваемому материалу.
Сварочные процедуры и сварщики трубопроводов станции должны быть аттестованы в соответствии с разделом IX Кодекса ASME по котлам и сосудам высокого давления (BPV) или API 1104.
ПРОВЕРКА ШВА
Осмотр и испытания для контроля качества сварных швов на трубопроводной системе, предназначенной для работы при уровнях напряжения обруча 20% или более от заданного минимального предела текучести
Все неразрушающие испытания (NDT), включая рентгенографические исследования, должны выполняться в соответствии с требованиями API 1104, за исключением того, что не допускается наличие трещин на корнях.
Независимо от рабочего кольцевого напряжения, а также класса расположения, все стыковые сварные швы из углеродистой стали в трубопроводах природного газа должны подвергаться 100% радиографическому и / или ультразвуковому контролю. Сварные швы в вентиляционных и дренажных трубопроводах, открытых для атмосферного давления, не нуждаются в рентгенографии. / проверено ультразвуком. Однако такие сварные швы должны быть проверены визуально, а корневой проход не менее 10% таких сварных швов должен быть исследован методом жидкостного проникновения.
Все стыковые сварные швы золотистого цвета (т.е.е. сварные швы, которые не подвергаются испытаниям под давлением, должны быть подвергнуты 100% рентгенографии, а также проверке ультразвуковыми методами. Золотые соединения, сваренные внахлест, должны быть испытаны с использованием метода жидкостного проникающего контроля (LPI) или метода влажного контроля магнитных частиц (MPI)
.РЕМОНТ ИЛИ ДЕМОНТАЖ ДЕФЕКТНЫХ ШВОВ В ТРУБОПРОВОДАХ, ПРЕДНАЗНАЧЕННЫХ ДЛЯ РАБОТЫ ПРИ УРОВНЯХ НАПРЯЖЕНИЯ КОЛЬЦА 20% ИЛИ БОЛЕЕ УКАЗАННОЙ МИНИМАЛЬНОЙ Предел текучести
Сварные швы с дефектами должны быть удалены или отремонтированы в соответствии с API 1104.
Отремонтированные участки сварных швов после ремонта подлежат дополнительному радиографическому или ультразвуковому контролю.
График 1С
КОМПОНЕНТЫ ТРУБОПРОВОДНОЙ СИСТЕМЫ И ДЕТАЛИ ИЗГОТОВЛЕНИЯ
КОМПОНЕНТЫ СИСТЕМЫ ТРУБОПРОВОДОВ И ДЕТАЛИ ИЗГОТОВЛЕНИЯ
Общие
В дополнение к стандартам и спецификациям, указанным в ASME B 31.8 для различных компонентов трубопроводов, компоненты трубопроводов, изготовленные в соответствии со стандартами и спецификациями, перечисленными в Приложении II к настоящему стандарту, должны быть приемлемыми.
Клапаны и редукторы давления
Клапаны с компонентами, работающими под давлением, включая корпус, крышку, крышку, концевые фланцы и т. Д. Из чугуна или ковкого чугуна, не должны использоваться.
Фланцы
Фланцы из чугуна, высокопрочного чугуна и цветных металлов (латуни или бронзы) использовать нельзя.
Фланцы и фланцевые компоненты не должны использоваться в подземных трубопроводах, если весь фланцевый узел не герметизирован водонепроницаемыми и электроизоляционными материалами.
Болт
Все резьбовые шпильки и гайки, используемые в трубопроводах природного газа, должны соответствовать расчетным условиям в соответствии с применимыми стандартами ASTM .Использование чугуна, латуни или бронзы не допускается.
Фитинги, кроме клапанов и фланцев
Запрещается использовать фитинги из чугуна и высокопрочного чугуна.
Прокладки
Гладкие и сжатые асбестовые прокладки использовать нельзя.
График 1Д
ПРОЕКТИРОВАНИЕ, УСТАНОВКА И ИСПЫТАНИЯ
КОНСТРУКЦИЯ, УСТАНОВКА И ИСПЫТАНИЯ
Общие положения
Выбор конструкции трубопроводов природного газа должен основываться на свойствах газа, требуемом рабочем давлении расхода и условиях окружающей среды.
Все компоненты трубопровода должны быть спроектированы так, чтобы соответствовать назначению в течение всего расчетного срока службы.
Трубопровод поперечного сечения размером менее NPS 4 не должен использоваться.
Прочие требования к конструкции
Необходимые расчеты должны выполняться для проверки структурной целостности и устойчивости трубопровода с учетом комбинированного воздействия давления, температуры, изгиба, взаимодействия грунта и трубы, внешних нагрузок и других параметров окружающей среды, если это применимо, на всех этапах работы от установки до эксплуатации. .Такие расчеты должны включать, помимо прочего, следующее:
— Контроль плавучести и анализ устойчивости участка трубопровода, устанавливаемого в зонах, подверженных затоплению / затоплению,
— Анализ переходов крупных рек.
— Оценка возможности возникновения землетрясения вдоль трассы трубопровода и выполнение необходимого сейсмического анализа для обеспечения безопасности и целостности трубопроводной системы.
Здания, предназначенные для проживания людей, и классы размещения по проектированию и строительству
Для определения количества зданий для проживания людей и класса расположения 1 миля заменяется на 1600 м и ее доли.
Когда группа зданий, предназначенных для проживания людей, указывает, что основная миля (1600 м) трубопровода должна быть определена как класс местоположения 2 или класс местоположения 3, может быть завершена в 200 м от ближайшего здания в кластере с любой стороны (т. Е. в начале кластера и в конце кластера).
Граница между классом местоположения 1 и классом местоположения 2 или классом местоположения 3 должна проходить на расстоянии не менее 200 м от ближайшего к границе здания.
ТРУБА СТАЛЬНАЯ
Дополнительные требования к номинальной толщине стенки
При выборе номинальной толщины стенки t согласно ASME B31 также следует учитывать следующие факторы нагрузки.8 в зависимости от ситуации:
— Нагрузки на перекрывающие породы
— Динамические и сейсмические нагрузки
— Циклические и вибрационные нагрузки
— Колебания внутреннего давления
— Геотехнические нагрузки (включая оползни, дифференциальную осадку трубопровода, потерю опоры и тепловой эффект трубопровода по свойствам почвы).
Расчетные факторы (f) и классы расположения
Все исключения из основных расчетных факторов, которые должны использоваться в расчетной формуле, должны соответствовать таблице 1, приведенной в настоящем стандарте.
Минимальная толщина стенки для трубопроводов поперечного сечения размером NPS 4 дюйма и более должна составлять 6,4 мм.
Трубопроводы или сети на мостах
Следует избегать трубопроводов на железнодорожных и автомобильных мостах. Трубопровод, установленный на специальных мостах, должен быть спроектирован с расчетным коэффициентом, указанным в таблице 1.
Таблица 1 — Коэффициенты расчета для конструкции стальных труб
Объект | Класс местоположения | |||
1 | 2 | 3 | 4 | |
Трубопроводы [См. Также п.840.21 (b) ASME B31.8] | 0,72 | 0.60 | 0,50 | 0,40 |
Пересечения дорог без покрытия: | 0,72 | 0.60 | 0..50 | 0,40 |
Пересечения дорог с обшивкой: | 0.72 | 0.60 | 0,50 | 0,40 |
Трубопроводы на мостах | 0.60 | 0.60 | 0,50 | 0.40 |
Параллельное перекрытие трубопровода на автомобильных и железных дорогах | 0,72 | 0.60 | 0.50 | 0,40 |
Переход через реку — карьер [1] | 0,72 | 0.60 | 0.50 | 0,40 |
Бурение в горизонтальном направлении (ГНБ) [1] | 0,72 | 0.60 | 0,50 | 0,40 |
Трубопровод компрессорной станции | 0,50 | 0,50 | 0.50 | 0,40 |
Сборные узлы (скребковые ловушки, станции SV, устройства контроля и измерения давления / расхода и т. Д.) [См. Также параграф. 841.121 ASME B31.8] | 0.60 | 0.60 | 0,50 | 0,40 |
Приблизительная концентрация людей в классах местоположения 1 и 2 [2] | 0.50 | 0,50 | 0,50 | 0,40 |
Примечания:
(1) Может использоваться большая толщина, если требуется для контроля напряжений или устойчивости во время установки и эксплуатации.
(2) Везде, где таблица 841.114B упоминается в ASME B31.8, ее следует читать в соответствии с таблицей 1 настоящего стандарта
МЕСТОПОЛОЖЕНИЕ И ПЛАН УСТАНОВОК ТРУБОПРОВОДОВ
Расположение
Исходные, промежуточные и конечные объекты трубопровода, такие как исходная компрессорная станция / исходная станция, промежуточная компрессорная станция, промежуточная станция скребкования, отводная станция, станции измерения и регулирования, станции секционирования клапанов и т.располагаться с учетом следующих аспектов:
(i) Функциональные и гидравлические требования к трубопроводам.
(ii) Экологические соображения на основе исследований по оценке воздействия на окружающую среду (ОВОС) и оценке рисков (ОС) для трубопровода и станций.
(iii) Анализ опасностей и рисков.
(iv) Наличие места для будущего расширения объектов.
(v) Доступность, уровень грунтовых вод и уровень паводка и естественный дренаж.
В дополнение к вышесказанному, компрессорная станция должна быть расположена на таком чистом расстоянии от прилегающей территории, не находящейся под контролем владельца / оператора трубопровода, чтобы свести к минимуму опасность передачи пожара на компрессорную станцию от конструкций на прилегающей территории.
Схема оборудования
При разработке схемы станции необходимо учитывать следующие аспекты.
(i) Станционное оборудование и его размеры
(ii) Требования к коммунальным услугам.
(iii) Требования к факельному сжиганию / холодной вентиляции.
(iv) Принципы эксплуатации и технического обслуживания оборудования станции.
(v) E Необходимое пространство и доступ вокруг компрессорного цеха / дома и другого оборудования
(vi) Конструкция полюсов высокого напряжения (HT), трансформаторы, выключатели и центр управления двигателем (MCC) и т. Д. Должны быть расположены в безопасных зонах.
(vii) Надземные линии электропередачи не должны проходить непосредственно над технологическим трубопроводом / зоной оборудования и зданиями.
Минимальные расстояния между различными станционными сооружениями и коммуникациями должны соответствовать Приложению IV.
Схема расположения трубопроводов
Трубопровод станции можно устанавливать над землей или под землей. Заглубленный трубопровод внутри клеммной зоны должен иметь минимальное покрытие в 1,0 м от верха трубы до уровня готовой земли.
На внутренних водостоках должно быть предусмотрено перекрытие не менее 300 мм с дополнительной бетонной плитой, выступающей не менее чем на 500 мм по обе стороны от края трубы.
Если заглубленные трубы выходят на поверхность земли, антикоррозийное покрытие на заглубленных трубах будет продолжаться на длине не менее 300 мм над землей.
Должны быть предусмотрены платформы и переходы для простоты эксплуатации и обслуживания наземных трубопроводов, где это необходимо.
Все наземные трубопроводы должны иметь соответствующие опоры, чтобы соответствовать требованиям безопасности при эксплуатации.
ЗАЩИТА ОБЪЕКТОВ
В зоне установки должны быть проложены правильно проложенные дороги вокруг различных объектов, чтобы обеспечить беспрепятственный доступ пожарных и т.в экстренном случае.
2 Должна быть предусмотрена граничная кирпичная стена промышленного типа высотой не менее трех (3) метров с дополнительной колючей проволокой 0,6 метра наверху вокруг компрессорных станций и других сооружений, определенных как жизненно важные для Категории-A на основании Оценка рисков проводится время от времени в соответствии с руководящими принципами и рекомендациями Министерства внутренних дел (MHA).
Для других установок, таких как станции промежуточного скребка (IP), станции секционирующего клапана (SV), станции доставки / отправки, приемные терминалы и т. Д.определены как жизненно важные по категориям B и C, может быть предусмотрена либо ограждающая стена надлежащего промышленного типа, либо ограждение из звеньев цепи высотой не менее трех (3) метров, включая 0,6 метра колючей проволоки наверху. Тем не менее, установки Категории B и C, имеющие ограждение звеньев цепи, должны проводить оценку рисков не реже одного раза в год для проверки классификации установки в соответствии с руководящими принципами / рекомендациями MHA.
Для соблюдения вышеуказанных положений должно быть предусмотрено два года с даты вступления в силу Положений о внесении поправок в Регламент Совета по регулированию нефти и природного газа (Технические стандарты и спецификации, включая стандарты безопасности для трубопроводов природного газа), 2014 г.
На всех компрессорных станциях в выделенной зоне должен быть предусмотрен аварийный выход с соответствующими воротами.
Трубопроводная система должна быть оборудована:
(a) Система диспетчерского управления и сбора данных (SCADA).
(b) Система обнаружения утечек с возможностью идентификации / определения места утечки и изоляции затронутой секции.
(в) Средства связи
(d) План реагирования на чрезвычайные ситуации и управления бедствиями (ERDMP)
ТРЕБОВАНИЯ SCADA И ТЕЛЕКОМ
Система газопровода должна контролироваться и контролироваться с помощью SCADA или эквивалентной системы мониторинга и контроля для обеспечения эффективного и надежного контроля, управления и надзора за трубопроводом.
Компрессорные станции, промежуточные станции скребков, диспетчерские и приемные станции, станции секционирования с клапанами с возможностью удаленного управления, а также станции повторителей телекоммуникаций , включая средства голосовой связи. связь полевых сигналов с системой управления.
Модули / функции прикладного программного обеспечения должны соответствовать требованиям компании-оператора трубопровода.
Должны быть предусмотрены условия для передачи данных давления, температуры, расхода, состава газа и т. Д. Через систему SCADA в Центральную систему управления газом (как и когда она установлена), относящихся к входу, выходу газа и компрессорным станциям. Правление должно предоставить организациям подходящий период времени для внедрения этой системы
ТРУБОПРОВОДНАЯ СИСТЕМА И КОМПОНЕНТЫ
Коммунальный трубопровод
Все инженерные трубопроводы на станции должны соответствовать требованиям ASME B31.3.
Клапаны
Клапаны должны быть предусмотрены для изоляции участков трубопровода / трубопровода станции в целях:
(a) Ограничение опасности и ущерба от случайного сброса из трубопровода / трубопровода;
(b) Содействие ремонту и техническому обслуживанию трубопроводов / трубопроводов объектов и критического оборудования.
Станции Запорная арматура с дистанционным отсечением из диспетчерской должна быть предусмотрена на входе и выходе трубопроводов компрессорной станции для изоляции трубопровода от объектов компрессорной станции в случае аварии на компрессорной станции
Магистральная / секционная арматура должна быть установлена на трубопроводе для эксплуатации, технического обслуживания и контроля аварийных ситуаций.Расстояние между магистральными клапанами / секционными клапанами в различных классах расположения не должно превышать значений, указанных в таблице 2.
Таблица 2
Класс размещения | Максимальное расстояние в км |
1 | 32 |
2 | 24 |
3 | 16 |
4 | 8 |
Воздушные линии электропередачи не должны пересекать непосредственно технологическую зону объектов арматуры.
Условия дистанционного управления должны соответствовать принципам эксплуатации и контроля, принятым для трубопровода владельцем / эксплуатирующей компанией.
Магистральный / секционирующий клапан желательно установить под землей и снабдить подходящим удлинителем штока для облегчения работы.
Секционный запорный клапан на участке трубопровода, предназначенном для скребков, должен быть полнопроходным, чтобы обеспечить безопасный проход скребков. Размер отверстия должен соответствовать API 6D / ISO-14313.
Привод для приводных клапанов может быть выбран в зависимости от типа клапана, наличия мощности и философии проекта, предпочтительно с использованием жидкости в системе трубопроводов.
Насколько это возможно, все запорные клапаны магистрали должны иметь концы под приварку. Концевые клапаны с фланцами не должны использоваться в подземных трубопроводах, за исключением мест, где должна выполняться операция горячей врезки, для которых может использоваться заглубленный клапан с фланцевыми концами для облегчения монтажа машины для горячей врезки.На поверхность клапана следует нанести подходящее антикоррозийное покрытие.
Станция секционного клапана (ов)должна иметь соединение с продувкой или вентиляционной линией для эвакуации изолированного участка трубопровода в случае аварии и / или ремонта. Размер патрубков для продувки магистральной линии должен быть не менее 1/3 размера магистрали.
Все соединения между магистральной трубой и первым клапаном на ответвлении, включая впускной канал к первому клапану, должны быть сварными, чтобы ограничить возможную утечку, которая не может быть изолирована путем закрытия клапана.
Свинарники
Магистральные газопроводы и питающие линии, ответвления и ответвления размером 4 дюйма и более и длиной более 10 км должны быть оборудованы скребками.
Расстояние между последовательными станциями очистки скребками должно определяться в зависимости от диаметра трубопровода, характера операции очистки и возможностей скребков. Расстояние, превышающее 200 км , следует избегать.
Станции свиней должны быть обеспечены всепогодным подъездом от ближайшей дороги
Отводы
Минимальный радиус изгиба холодного поля должен соответствовать таблице 3.
Использование угловых отводов не допускается.
Таблица 3
| Номинальный размер трубы (дюймы) | Минимум Радиус изгиба |
12 и младше | 21D |
от 14 до 16 | 30 Д |
18 и старше | 40 D |
Где D — внешний диаметр стальной трубы.
Минимальный радиус изгиба для горячих гибов должен быть 3D.
Изоляционные муфты
Должны быть предусмотрены изоляционные соединения для электрической изоляции заглубленного трубопровода от наземного трубопровода и трубопровода станции
Ответвительные соединения
Отводные соединения размером ниже NPS 2 не рекомендуются на заглубленных участках трубопровода.
Все ответвления от магистрального трубопровода должны быть снабжены запорным клапаном, расположенным на минимально возможном расстоянии от магистрального трубопровода.
Если в трубопроводах, предназначенных для очистки скребков, устанавливаются сварные или кованые патрубки, следует использовать специальные патрубки, чтобы не повредить патрубок при прохождении через соединение. Для обеспечения плавного прохождения скребков следует использовать проточные тройники или тройники с направляющими стержнями.
Фланцевые или резьбовые соединения, болты, гайки, прокладки и другие фитинги
Резьбовые соединения не должны применяться на подземных участках магистральных трубопроводов. Резьбовые соединения могут быть разрешены на надземных станциях / надземных участках подстанций SV, только если перед ними установлен приварной запорный клапан.
Фланцевое соединение должно выполняться с использованием спирально-навитых металлических прокладок или металлических кольцевых прокладок. Обычный лист асбеста / усиленные прокладки / прокладки CAF не должны использоваться.
Средства учета
Соответствующий тип счетчиков должен быть установлен на всех точках коммерческого учета, соответствующих требованиям стандарта Американской газовой ассоциации (AGA) по взаимному согласованию между покупателем и продавцом. Фильтры сухого газа могут быть установлены перед счетчиками по требованию производителя счетчиков
Электроустановки трубопроводных станций Классификация участков трубопроводной установки, как основа для выбора электрического оборудования для
Трубопроводная станция природного газа, должна соответствовать стандарту IS-5572.Спецификация электрического оборудования должна соответствовать стандарту IS: — 5571, «Руководство по выбору электрического оборудования для опасной зоны». Противопожарная защита в электроустановках должна быть разработана в соответствии с соответствующим стандартом IS, как указано в Приложении II.
& n
Трубопровод | технология | Британника
Узнайте о многочисленных процессах, используемых при строительстве трубопроводов.Обзор строительства трубопроводов.
Contunico © ZDF Enterprises GmbH, Майнц См. Все видео по этой статьеТрубопровод , трубопровод, оборудованный насосами и клапанами, а также другими устройствами управления для перемещения жидкостей, газов и шламов (мелкие частицы, взвешенные в жидкости).Размеры трубопроводов варьируются от линий диаметром 2 дюйма (5 сантиметров), используемых в системах сбора нефти из скважин, до линий диаметром 30 футов (9 метров) в сетях водоснабжения и канализации большого объема. Трубопроводы обычно состоят из секций труб, сделанных из металла (, например, , сталь, чугун и алюминий), хотя некоторые из них построены из бетона, глиняных изделий и иногда из пластика. Секции свариваются вместе и в большинстве случаев прокладываются под землей.
Нефтепровод АляскиНефтепровод Аляски.
© Index OpenВ большинстве стран имеется разветвленная сеть трубопроводов. Поскольку они обычно находятся вне поля зрения, их вклад в грузовые перевозки и их значение для экономики часто не осознается широкой общественностью. Тем не менее, практически вся вода, транспортируемая от очистных сооружений к индивидуальным домохозяйствам, весь природный газ от устьев скважин к индивидуальным потребителям, и практически вся транспортировка нефти на большие расстояния по суше осуществляется по трубопроводам.
Трубопроводы были предпочтительным способом транспортировки жидкости и газа по сравнению с конкурирующими видами транспорта, такими как автомобильный и железнодорожный, по нескольким причинам: они менее опасны для окружающей среды, менее подвержены хищениям и более экономичны, безопасны, удобны и надежны, чем другие режимы.Хотя транспортировка твердых веществ по трубопроводу сложнее и дороже, чем транспортировка жидкости и газа по трубопроводу, во многих ситуациях трубопроводы выбираются для транспортировки твердых веществ, начиная от угля и других минералов, на большие расстояния или для транспортировки зерна, горных пород, цемента, бетона, твердых веществ. отходы, целлюлоза, детали машин, книги и сотни других товаров на короткие расстояния. Перечень твердых грузов, транспортируемых по трубопроводам, постоянно расширяется.
История
Тысячелетиями в разных частях света строились трубопроводы для подачи воды для питья и орошения.Это включает в себя древнее использование в Китае трубок из полого бамбука и использование акведуков римлянами и персами. Китайцы даже использовали бамбуковые трубы для передачи природного газа для освещения своей столицы, Пекина, еще в 400 г. до н. Э.
Получите эксклюзивный доступ к контенту из нашего первого издания 1768 с вашей подпиской. Подпишитесь сегодня Узнайте историю строительства первого в мире нефтепровода (1879 г.), победив Джона Д. Рокфеллера и Standard Oil Company.Обзор первого нефтепровода (1879 г.), который пытался составить конкуренцию Standard Oil Company.
Contunico © ZDF Enterprises GmbH, Майнц Посмотреть все видеоролики к этой статьеЗначительное улучшение технологии трубопроводов произошло в 18 веке, когда чугунные трубы использовались в коммерческих целях. Еще одной важной вехой стало появление в 19 веке стальных труб, которые значительно повысили прочность труб всех размеров. Развитие труб из высокопрочной стали позволило транспортировать природный газ и нефть на большие расстояния. Изначально все стальные трубы нужно было соединить резьбой.Это было сложно сделать для больших труб, и они могли протекать под высоким давлением. Применение сварки для соединения труб в 20-е годы XX века позволило построить герметичные трубопроводы высокого давления и большого диаметра. Сегодня большинство трубопроводов высокого давления состоит из стальных труб со сварными соединениями.
Основные инновации с 1950 года включают внедрение высокопрочного чугуна и бетонных напорных труб большого диаметра для воды; использование труб из поливинилхлорида (ПВХ) для канализации; использование «скребков» для очистки внутренних поверхностей трубопроводов и выполнения других задач; «Дозирование» разных нефтепродуктов в общий трубопровод; применение катодной защиты для уменьшения коррозии и увеличения срока службы трубопроводов; использование технологий космической эры, таких как компьютеры, для управления трубопроводами и микроволновые станции и спутники для связи между штаб-квартирой и полем; и новые технологии и обширные меры по предотвращению и обнаружению утечек в трубопроводе.Кроме того, было изобретено или произведено множество новых устройств для облегчения строительства трубопроводов. К ним относятся большие боковые стрелы для прокладки труб, машины для бурения под реками и дорогами для перехода, машины для гибки больших труб в поле и рентгеновские лучи для обнаружения дефектов сварки.
Типы
Трубопроводы можно классифицировать по-разному. Далее трубопроводы будут классифицированы в зависимости от транспортируемого товара и типа потока жидкости.
Водопровод и канализация
Трубопроводы используются повсеместно для доставки воды от очистных сооружений к отдельным домам или зданиям.Они образуют подземную сеть труб под городами и улицами. Водопроводы обычно прокладываются на глубине нескольких футов (одного метра или более) под землей, в зависимости от линии промерзания места и необходимости защиты от случайного повреждения в результате земляных работ или строительных работ.
В современном водном хозяйстве, в то время как медные трубы обычно используются для внутреннего водопровода, в наружных водопроводах высокого давления (магистральных линиях) большого диаметра могут использоваться стальные, высокопрочные или бетонные напорные трубы.В линиях меньшего диаметра (ответвлениях) могут использоваться трубы из стали, чугуна с шаровидным графитом или ПВХ. Когда металлические трубы используются для подачи питьевой воды, внутренняя часть трубы часто имеет пластиковую или цементную облицовку для предотвращения ржавчины, которая может привести к ухудшению качества воды. Наружные поверхности металлических труб также покрывают асфальтовым покрытием и обматывают специальной лентой для уменьшения коррозии из-за контакта с определенными грунтами. Кроме того, электроды постоянного тока часто размещают вдоль стальных трубопроводов в так называемой катодной защите.
Бытовые сточные воды обычно содержат 98 процентов воды и 2 процента твердых веществ. Сточные воды, транспортируемые по трубопроводу (канализационным коллекторам), обычно обладают некоторой коррозионной активностью, но находятся под низким давлением. В зависимости от давления в трубе и других условий канализационные трубы изготавливают из бетона, ПВХ, чугуна или глины. ПВХ особенно популярен для размеров менее 12 дюймов (30 сантиметров) в диаметре. В ливневой канализации большого диаметра часто используются стальные гофрированные трубы.
