Контрольная опрессовка газопроводов перед пуском газа: Опрессовка газопровода: правила и эксплуатационные нормы

Опрессовка газопровода: правила и эксплуатационные нормы

Опрессовка газовой трубы – это один из ответственных этапов проверки трубопровода, прежде чем ввести его в эксплуатацию. Благодаря этой процедуре определяется герметичность коммуникации. Опрессовка газопровода проводится, непосредственно перед вводом его в эксплуатацию и при плановых проверках газовой системы.

Когда проводят опрессовку

Обязательность опрессовки перед началом выполнения пусконаладочного комплекса работ объясняется тем, что благодаря ей выявляются свечи сварочных швов и прочие дефекты, которые могут стать причиной разгерметизации трубы в дальнейшем. Если таковые имели место, приёмная комиссия должна выдать предписание на устранение выявленных неполадок. И лишь после всех регламентированных работ выполняется запуск газового объекта.

Опрессовка газопровода

Подготовительные работы перед опрессовкой

Действия, которые необходимо выполнить перед началом контрольной опрессовки газовой трубы, производятся согласно с инструкциями по охране труда, разработанными по типовым положениям техники безопасности при выполнении газоопасных работ.

К подготовке относится:

Схема газопровода

• сверка фактической подземной прокладки коммуникации с трассировкой, обозначенной на схемах в проектной документации;
• выбираются места для подключения необходимых заглушек, контрольно-измерительных приборов и регуляторов;
• определяется точка подключения компрессорной установки.

Все задействованные, на этом мероприятии, инженеры и рабочие, обязаны быть повторно проинструктированы по охране труда и ознакомлены с порядком выполнения работ.

Основные нормы и правила проведения газоопасных работ

Пневматическая опрессовка газопровода производиться согласно с регламентом, который предусмотрен в ГОСТ Р 54983 2012.

Контрольная опрессовка с помощью воздуха в присоединяемом участке трубы должна проводиться до того, как будет выполняться врезка его в действующий газопровод.

Правила проведения газоопасных работ

Контрольная проверка врезаемого участка трубы, как правило, совершается за счёт формирования избыточного давления воздуха, равного 100 кПа с удержанием его на протяжении 60 минут. Для контроля показателя давления должен применяться манометр с классом точности, не превышающим значения 0,6.

Показатель созданного избыточного давления в трубопроводе должен оставаться неизменным до окончания процедуры опрессовки и, сохраняться до подключения его к действующей распределительной коммуникации.

После того как были произведены работы по врезке участка трубы и оформлен акт сдачи объекта в эксплуатацию, через полгода должна проводиться повторная проверка на герметичность, согласно с требованиями свода правил СП 62.13330.2011.

Когда и для каких объектов газового хозяйства нужна контрольная опрессовка

Опрессовка воздухом или инертным газом проводится:

• для газорегуляторных пунктов (ГРП) и газорегуляторных установок (ГРУ) после того как они были смонтированы;
• для внутренних и наружных газопроводов, резервуаров, аппаратуры и оборудования перед подключением их к действующим коммуникациям;
• для труб и газового оборудования после ремонта или замены.

Схема проверки инертным газом

Когда показатель избыточного давления воздуха во врезаемом трубопроводе не ниже отметки 100 кПа, можно не выполнять контрольную опрессовку.

Контрольная проверка инертным газом или воздухом наружных коммуникаций осуществляется под давлением 20 кПа, притом что данное значение не должно упасть больше чем 0,1 кПа в течение часа. Этой процедуре должны подвергаться внутренние газовые трубы промышленных цехов, сельских предприятий, общественных зданий и котельных, а также аппаратура и оборудование ГРП и ГРУ, только под давлением 10 кПа, с допустимой потерей за час 0,6 кПа.

Контрольная проверка воздухом под давлением 30 кПа на протяжении 60 минут должна проводиться для ёмкостей со сжиженным газом. Проверка исправности считается пройденной, если показатели давления на манометрах не снизились.

Классификация газопроводов по давлению

Алгоритм выполнения работ

Осмотр и контрольная опрессовка воздухом или инертным газом является обязательными мероприятиями для всех газопроводов.

Порядок выполнения работ по пневматическому испытанию трубопровода.

Производится отключение участка газопровода, подлежащего испытаниям и проверкам:

Пневматическое испытанию трубопровода

• перекрывается вентиль высокого давления;
• закручивается кран трубопровода низкого давления;
• устанавливаются соответствующие заглушки.

Для исключения возможного разрыва фланцевого соединения, монтируются шунтирующие перемычки.

Газ выпускается посредством прорезиненного рукава либо свечи, которая может устанавливаться на стояке собирателя конденсата, в место, где при возможности можно его безопасно утилизировать на расстояние не ближе чем 10 метров от точки выпуска газовой смеси.

После продувки трубы, монтируются устройства для фиксации манометра и компрессорной станции. В случае когда участок трубы небольшой, применяется ручной насос. Производится контрольная проверка газопровода на герметичность. Необходимая величина давления воздуха обеспечивается с помощью продувочной трубы.

Результаты контрольной опрессовки газопровода

Положительный результат выполненной работы – это стабильное давление в участке газовой коммуникации. В таком случае бригада ремонтников должна снять шланги, соединяющие воздуховод с газопроводом. Во время этих действий нужно проконтролировать то, чтобы вся запорная арматура на подводе воздуха к газопроводу была перекрыта. Далее, устанавливаются заглушки на патрубках, подающих воздух в газопровод.

Снятие заглушек

В случае падения давления в коммуникации при пневматической опрессовке, результат её будет отрицательным, и запуск газопровода будет отложен на время пока не примутся соответствующие меры. Потребуется последующее обследование испытуемого участка на выявление несоответствий с дальнейшим их устранением. Затем, газопровод необходимо повторно проверить.

Результаты проведённой работы заносятся в специальный журнал и фиксируются в нарядах рабочей бригады. Перед тем как запустить систему, в ней должно оставаться воздушное давление.

Запуск газопровода и других объектов газового хозяйства разрешён только после успешного окончания необходимых испытаний и оформления актов выполненных работ.

На предприятиях с газовым обеспечением, кроме акта приёма-сдачи газовых объектов, должны быть в наличии такие документы, как:

• приказ о назначении ответственного за объекты газового хозяйства организации;
• инструкция по эксплуатации коммуникаций, оборудования и аппаратуры объектов газового хозяйства организации;
• инструкция по охране труда при эксплуатации и проведении ремонтных работ на газопроводах и газовом оборудовании.

Результаты контрольной опрессовки газопровода

В каких случаях пуск газа запрещён

Пуск газа запрещается в следующих случаях:

Запрет на пуск газа

• при визуальном осмотре были выявлены дефекты на трубах и оборудовании;
• фактическая прокладка трубопровода не соответствует, предусмотренной проектом, трассировке;
• газопровод не прошёл контрольную пневматическую опрессовку либо результаты проведённого испытания неудовлетворительные;
• нет квалифицированных специалистов и исполнителей с необходимыми допусками и разрешениями на производство газоопасных работ.

Основные положения по безопасности при пуске газа в систему

Процесс пуска газа

Процесс пуска газа нужно выполнять с небольшим расходом. Скорость подачи должна быть в пределах 15–25 м/с. Это необходимо, чтобы не допустить взрыва газовоздушной смеси от вероятного образования искр при трении металлических предметов с внутренней поверхностью газопроводов. Показатель давления в процессе заполнения не должен превышать 0,1 МПа.

Все работники, задействованные на газоопасных работах, обязаны быть одеты в защитные брезентовые костюмы, каски и резиновую диэлектрическую обувь, а также иметь при себе изолирующие противогазы, защитные очки и специальные рукавицы. К тому же у рабочей бригады должна быть аптечка, укомплектованная всеми необходимыми медикаментами для оказания первой помощи.

Место, где проводится опрессовка газопровода и другие работы по наряду должно ограждаться и оборудоваться, при необходимости, специальными постами с целью исключения нахождения посторонних людей в зоне высокого риска. Во время пуска газа в систему, запрещено курить, вести огневые работы и пользоваться открытым огнём.

Видео по теме: Опрессовка систем газоснабжения

контрольные работы по испытанию герметичности

Один из самых важных этапов в организации газификации частного дома – опрессовка газопровода, позволяющая убедиться, что система сделана правильно еще до ее подключения к основной газовой магистрали.

Контрольные испытания проводят представители газовой службы. Однако собственнику дома не помешает знать порядок и правила проведения работ, согласны? Информация поможет лучше понять особенности конструкции газопровода, своевременно выявить слабые места и возможные сбои в работе магистрали.

В статье подробно описан порядок проведения технической проверки, требования к документальному оформлению подключения газопровода и нюансы опрессовки частной газовой сети.

Содержание статьи:

Выполнение технической проверки

Контрольная опрессовка газовых сетей выполняется не только перед запуском новой ветки, но также и после ее ремонта. Плановую опрессовку выполняют перед тем, как ввести газопровод в эксплуатацию.

Эту же процедуру повторяют при плановых проверках состояния системы. В ходе ее проведения можно обнаружить дефекты, которые уже имелись в трубах и огрехи, допущенные при выполнении сварочных работ. Только после полного устранения всех недостатков допускается использование газовой системы.

Перед началом процедуры рекомендуется выполнить техническую проверку состояния газопровода. Существуют инструкции и приборы, позволяющие провести такое обследование с помощью технических средств.

Проверка осуществляется бригадой, два оператора исследуют и оценивают состояние изоляционного покрытия, еще один специалист фиксирует места возможного нарушения герметичности.

При этом необходимо обследовать не только трубы и арматуру, но также колодцы и газовые трубки, убедиться в отсутствии загазованности. Если выявлена хотя бы малейшая утечка, состояние конструкции объявляют аварийным и немедленно приступают к устранению проблемы.

Операторы, которые проводят обследование труб магистрали, должны соблюдать определенные правила безопасности:

• проверяющим следует надевать специальные жилеты, особенно при работе рядом с автомагистралями;
• плановые проверки рядом с дорогами осуществляют в периоды, когда интенсивность движения минимальная;
• если обнаружено разрушение изоляционного слоя, поврежденное место следует сразу же осмотреть, обратив внимание не только на состояние изоляции, но и на целостность газовой трубы.

Для подробного обследования может понадобиться рытье шурфа. В некоторых местах из-за наличия инфраструктуры использование исследовательской техники может быть затруднено. В такой ситуации создание шурфа понадобится обязательно, чтобы убедиться в целостности изоляционного покрытия или для выявления мест его разрушения.

Перед началом опрессовки необходимо выполнить проверку состояния газопровода и оборудования с помощью технических средств, чтобы предварительно выявить места возможных повреждений

Еще один способ исследования состояния газопровода – бурение скважины. В такое отверстие вводят приборы, которые анализируют состояние воздуха и позволяют выявить возможную утечку газа.

Во время проведения такого рода процедур следует помнить, что использование открытого огня ближе, чем на расстоянии в три метра от заполненных газом коммуникаций, недопустимо.

Подготовительные работы и мероприятия

Опрессовка участка газовой сети считается наиболее технологичным методом выявления недостатков конструкции. Перед началом этой процедуры необходимо выполнить подготовительные мероприятия. Это требуется в соответствии с требованиями техники безопасности.

Перед тем, как приступить к опрессовке газовой системы, ответственный за выполнение работ должен изучить техническую документацию и сверить ее с фактическим расположением газопровода (+)

Сначала следует подробно изучить техническую документацию, относящуюся к обследуемому объекту.

На основании этой информации определяется место расположения таких элементов, как:

• заглушка;
• набор контрольно-измерительных приборов;
• набор специальных датчиков;
• компрессор.

С сотрудниками, выполняющими работы по опрессовке, проводится обсуждение регламента предстоящих процедур, а также инструктаж по соблюдению необходимых правил безопасности. Проведение всех контрольных мероприятий перед пуском новой газопроводной системы в эксплуатацию осуществляется сотрудниками местного газового хозяйства.

Основанием для выполнения опрессовки перед пуском нового газопровода является соответствующее заявление владельца частного дома или иного газифицируемого объекта. Все остальные работы по также выполняются работниками газовой службы.

Перед началом опрессовочных работ газовую систему сначала продувают струей воздуха под давлением, чтобы удалить из труб скопившиеся загрязнения

Опрессовочные работы следует проводить в присутствии сотрудников газового хозяйства, а также представителей предприятий, выполнявших монтажные работы по обустройству наружной и внутренней газовой сети.

У специалистов при этом должен быть исполнительный чертеж конструкции. Все мероприятия выполняются в соответствии с инструкцией по эксплуатации газопровода. Перед опрессовкой необходимо продуть газопровод воздухом, чтобы очистить его от возможных загрязнений.

Разрешение на пуск новой газовой сети может быть получено только после успешной опрессовки. Всей процедурой должен руководить только один человек, на которого возлагается ответственность за безопасное проведение работ. Этот специалист должен обладать соответствующей квалификацией.

За установку и снятие газовых заглушек ответственность обычно несёт мастер газового участка, а выполняют эти операции сотрудники с соответствующим допуском и квалификацией не ниже четвёртого разряда.

Ответственный за проведение опрессовочных работ специалист сначала выполняет сверку предоставленных исполнительных чертежей и фактическое расположение элементов сети, всех устройств и . Данные должны совпадать.

Затем выполняется контрольный осмотр газового оборудования, проверяется, насколько корректно работают .

После этого следует убедиться в том, что защитные устройства работают нормально, сигнализация правильно подключена, блокировка системы выполняется в соответствии с настройками. Также проверяется состояние и функционирование ПЗК котла, горелок и т.п.

Все операции по контрольной опрессовке газопровода должны быть оформлены путем выдачи допуска-наряда, который оформляется дополнительно. Такой документ может быть выдан только квалифицированным специалистам.

Контроль герметичности газопровода

Только после получения удовлетворительного результата по описанным выше процедурам можно приступать к выполнению опрессовочных работ. Для этого систему подключают к специальному компрессору и заполняют трубы воздухом под давлением. Затем конструкция обследуется на предмет выявления недостатков.

Для выполнения опрессовочных работ в систему нагнетают воздух. Если необходимый уровень давления удерживается в течение определенного времени, результат проверки можно считать положительным

Если недостатки выявлены, их устраняют, если же система полностью герметична, её подключают к общей газовой магистрали. В процессе подготовки придётся снимать и устанавливать специальные заглушки, поворотные элементы могут быть заменены резьбовыми соединениями.

В целом порядок проведения опрессовочных работ должен состоять из следующих операций:

1. Для отключения от магистрали участка, который будет подвергнут процедуре, нужно перекрыть вентиль высокого давления и кран сети низкого давления.
2. После этого вставляются заглушки.
3. При разрыве фланца используются шунтирующие перемычки.
4. Для стравливания имеющегося внутри системы газа необходимо использовать специальный рукав из прорезиненной ткани или выполнить эту операцию через свечу, которая обычно установлена на конденсатосборнике.
5. Газ сжигается, а если нет возможности сделать это безопасно, перемещается для безопасного хранения.
6. Теперь нужно установить переходники для присоединения манометров и компрессора.
7. Для опрессовки систем повышенной протяженности рекомендуется дополнительно использовать ручные насосы.

Обычно выполнение контрольной опрессовки производят под рабочим давлением 0,2 мПа. Рекомендуемый предел давления при этом составляет 10 даПа/ч. На некоторых производствах для опрессовки внутреннего газопровода рекомендуется использовать давление 0,1 мПа, а допустимый уровень падения показателя составляет 60 даПа/ч или менее.

Опрессовку газовых труб внутри дома производят по всей протяженности системы от вентиля на входе в дом, до подключения к потребителям газа, например, к котлу

На объектах непроизводственного назначения, в том числе и при обустройстве газопроводов в жилых помещениях, контрольную опрессовку выполняют под давлением 500 даПа/ч. Допустимое снижение давления в этих случаях составляет 20 даПа за пять минут. Резервуары, предназначенные для хранения сжиженного газа, опрессовывают при 0,3 МПа/ч.

Если остается стабильным в течение контрольного времени, то результат опрессовки считается положительным. Если такая ситуация достигнута, то специалисты снимают шланги, соединяющие систему с воздуховодом.

При этом необходимо проконтролировать состояние запорных коммуникаций, установленных на участке между воздуховодом и газопровода. После этого устанавливают заглушки на штуцерах.

Если же во время опрессовки достичь стабильных показателей давления в системе не удалось, результат процедуры считают отрицательным. В этом случае выполняют техническое обследование системы, чтобы выявить недостатки и устранить их. После этого процедуру повторяют, чтобы убедиться в качестве проведённых работ.

Для опрессовки рекомендуется использовать манометры с достаточно высокой степенью точности, чтобы получить корректные результаты во время проверки газопровода на герметичность

Только после того, как в системе установится стабильное давление, опрессовку можно считать завершенной. Если проверка состояния системы оказалась неудовлетворительной, разрешение на подключение к магистрали не будет выдано.

Причиной для отказа во вводе газопровода в эксплуатацию могут стать и нарушения, допущенные в ходе проведения опрессовки.

После того, как опрессовка завершена, давление внутри конструкции снижают до уровня атмосферного. Затем устанавливают необходимую арматуру и оборудование, после чего нужно еще 10 минут продержать систему под рабочим давлением. Для проверки герметичности в местах разъемных соединений на этом этапе используют мыльную эмульсию.

Для устранения выявленных дефектов, в соответствии с правилами, нужно сначала снизить давление в системе до атмосферного. Если после неудачной опрессовки были выполнены сварочные работы, следует проверить их качество физическими методами.

После выполнения опрессовочных работ выдается соответствующий акт, на основании которого специалисты газового хозяйства выполняют подключение к магистральному газопроводу

Процедуру регистрируют в журнале с оперативной документацией. По окончании проверки и опрессовки итоги работ отражаются в акте приема. Этот документ следует хранить вместе с другой технической документацией, относящейся к газопроводу. Кроме того, результаты опрессовки заносятся в строительный паспорт.

Пример опрессовки частного газопровода

В рабочей документации указан диаметр и особенности конструкции газопровода, в соответствии с которой подбираются фитинги необходимые для врезки контрольного оборудования. Расположенную под землей часть трубы обрезают таким образом, чтобы оставался некоторый запас.

После этого к трубе подключают компрессор и сначала продувают газопровод. Мощный поток воздуха выдувает из системы частички мусора, остатки воды и другое постороннее содержимое.

После этого нужно установить на концах газовой системы заглушки. На одном конце трубы, где имеется цокольный ввод, следует поставить специальный переходник, который позволяет присоединять к пластиковой конструкции металлическое оборудование.

Опрессовочные работы дают возможность убедиться в герметичности газопроводной системы и обеспечивают ее безаварийную работу в течение долгого времени

Здесь устанавливается манометр и кран. После того, как все необходимые устройства смонтированы, в систему подается воздух таким образом, чтобы внутри давление достигло нужного предела. Теперь нужно выдержать контрольное время, чтобы удостовериться, что давление остается стабильным. Показания манометра фиксируются.

Это самый простой вариант процедуры проверки частного газопровода на герметичность. Для выполнения подобных операций на коммуникациях высокого и среднего давления требуется использовать специальное высокоточное оборудование, и приглашать специалистов с соответствующей квалификацией.

Несколько значимых моментов

Давление воздуха в газовой системе должно сохраняться постоянным до момента подключения системы к магистральном газопроводу. Для опрессовки обычно используется воздух, но провести процедуру можно также с помощью инертного газа.

Если выполняется подключение газопровода на предприятии, процедура должна быть оформлена соответствующими документами, такими как акт приемки, приказ о назначении ответственного за процедуру лица, инструкция по эксплуатации сети и оборудования, инструкция по технике безопасности и т.п.

Газопровод, который подвергается опрессовке, в отдельных случаях считается целесообразным разбить на несколько участков, которые проверяют по отдельности. Для этого устанавливают специальные заглушки. Можно для этих же целей использовать линейную арматуру в сочетании с запорными устройствами.

Хотя порядок выполнения работ при опрессовке выглядит не слишком сложным, для выполнения всех необходимых процедур может понадобиться несколько дней

При этом необходимо соотнести тип выбранной арматуры и перепад давления, который для нее допустим. Если этот показатель оказался ниже, чем необходимо для испытаний, следует использовать заглушки.

Сеть в зданиях жилого фонда, а также в административных помещениях, котельных, бытовках и на других подобных объектах проверяется по всей протяженности: от запорного устройства на входе сети здание до места подключения к оборудованию, для работы которого используется газ.

Для выполнения работ по испытанию на герметичность газопроводов оптимальной считается точность манометров 0,15, хотя допускается использование устройств с точностью 0,4-0,6. Если испытание нужно проводить при давлении менее 0,01 МПа, рекомендуется использовать жидкостные устройства V-образного типа.

Часть газопровода, расположенную под землей, следует опрессовывать после того, как конструкции уложены в траншею и заспаны. Если полная засыпка считается по каким-то причинам нецелесообразной, то следует укрыть трубы слоем грунта не менее 20 см. Сварные соединения стальных коммуникаций следует тщательно заизолировать.

Опрессовку газовых труб, расположенных под землей, выполняют только после того, как траншея будет полностью засыпана, или если слой грунта составляет хотя бы 20 см

Перед началом опрессовки нужно подождать, пока воздух, находящийся внутри конструкции под испытательным давлением, приобретет такую же температуру, что и окружающий грунт.

Если необходимо проверить герметичность сети, проложенной в футлярах через преграды различного происхождения, то это нужно сделать трижды: непосредственно после сварки коммуникаций, после его укладки в футляр и полной засыпки грунтом, а также после того, как этот отрезок будет подключен к общей газопроводной системе.

Если после неудачной опрессовки газопровода выполнялась сварка металлических труб, то все места таких соединений следует проверить на герметичность с помощью мыльной эмульсии

Иногда от последнего этапа можно отказаться, если нет возражений со стороны эксплуатационного предприятия. Если же переход был выполнен с помощью наклонно-направленного бурения, или если сварные швы под переходом отсутствуют, можно проводить опрессовку этого участка уже после подключения к основному газопроводу.

Таким же образом выполняют опрессовку, если для  на участке перехода использовалось высокоточное автоматическое оборудование или система закладных нагревателей.

Дополнительные требования, особенности, способы и порядок врезки в газопровод описаны в статьях:

Выводы и полезное видео по теме

Подробная информация по проведению процедуры этого типа представлена здесь:

Опрессовка – необходимое мероприятие перед запуском газопроводной системы, а также после ее ремонта. Она должна быть выполнена в соответствии с инструкциями и требованиями, чтобы обеспечить достаточный уровень безопасности и надежности газопровода.

Есть, что дополнить, или возникли вопросы по теме опрессовки газопровода? Пожалуйста, оставляйте комментарии к публикации и участвуйте в обсуждениях. Форма для связи находится в нижнем блоке.

Контрольная опрессовка газопроводов и газоиспользующего оборудования.Меры безопасности.

Устройство газовой плиты. Основные неисправности и их устранение. Меры безопасности.

Плита газовая 2 горелочная предназначена для приготовления пищи в бытовых условиях на природном или сжиженном газе. Плита выполнена в виде тумбы, в которую встроены духовой шкаф и сушильный шкаф. Стол плиты имеет 2 горелки Духовка имеет освещение и смотровое окно из теплостойкого стекла для наблюдения за процессом приготовления пищи. Кран духового шкафа оборудован индикатором температуры, имеющем пять делений. Горелка духовки разжигается при установке крана в положение максимального открытия, затем в зависимости от потребности поворотом ручки крана совмещают стрелку индикатора с одним из делений шкалы.

Плита 4 горелочная изготовлена по этому же принципу, но стол плиты имеет 4 горелки, из которых одна — повышенной тепловой мощности. Каждый из газовых кранов горелок стола имеет 3 фиксированнных положения: кран закрыто, открыто максимально, открыто минимально. Ручка крана горелки духового шкафа имеет указатель. Духовой шкаф оборудован внутренним электроосвещением.

Все газопроводы и газовое оборудование перед их присоединением к действующим газопроводам, а также после ремонта должны подвергаться внешнему осмотру и контрольной опрессовке (воздухом или инертными газами) бригадой, производящей пуск газа.

Наружные газопроводы всех давлений подлежат контрольной опрессовке давлением 0,02 МПа. Падение давления не должно превышать 0,0001 МПа за 1 ч.

Наружные газопроводы низкого давления с гидрозатворами подлежат контрольной опрессовке давлением 0,004 МПа. Падение давления не должно превышать 0,00005 МПа за 10 мин.

Внутренние газопроводы промышленных, сельскохозяйственных и других производств, котельных, а также оборудование и газопроводы ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ подлежат контрольной опрессовке давлением 0,01 МПа. Падение давления не должно превышать 0,0006 МПа за 1 ч.

Результаты контрольной опрессовки должны записываться в нарядах-допусках на выполнение газоопасных работ.

Работы производить в соответствии с требованиями инструкции по пуску газа, согласно наряда-допуска на производство газоопасных работ, где указывается технологическая последовательность основных операций при выполнении работ, состав бригады, перечисляются основные меры безопасности, средства общей и индивидуальной защиты,  инструктаж состава бригады по проведению работ и мерам безопасности;

Работать в спецодежде, спецобуви; работы производить с исправным обмедненным инструментом;

К месту производства работ не допускать посторонних лиц, внесение огня, движущийся транспорт;

Выпуск газовоздушной среды производить в безопасное место, Не допускать загазования помещений, дома, здания; Запрещается выпускать газовоздушную смесь в помещения, лестничные клетки, а также в вентиляционные и дымоотводящие системы. Газовоздушная смесь при продувках газопроводов должна выпускаться в местах, где исключена возможность попадание ее в здания, а также воспламенения от источника огня.

Газопроводы при освобождении от газа должны продуваться воздухом или инертным газом до полного вытеснения газа. Окончание продувки определяется анализом. Остаточная объемная доля газа в продувочном воздухе не должна превышать 20 % от нижнего предела воспламеняемости.

Длина продувочного шланга должна быть не менее 10 м;

Контрольная опрессовка (КО). — КиберПедия

Информация: ПБ в ГХ п.6.25…6.31.

Контрольная опрессовка – испытание ГП и газового оборудования низким давлением воздуха с целью обнаружения мельчайших утечек газа, т.е. проверка герметичности газового оборудования.

КО проводится воздухом или инертным газом. Она проводится перед каждым пуском газа, после ремонта, с началом отопительного сезона, при первичном пуске газа в газопроводы или оборудование. Перерыва между пуском газа и КО быть не должно. Результат контрольной опрессовки записывается в НАРЯД-ДУПУСК.

Наружные ГП всех давлений подлежат КО давлением 0,02 МПа:

0,02 МПа = 0,2 кгс/см ´(10000) = 2000 мм вд. ст.

Падение давления не должно превышать 10 даПа (или 10 мм вд. ст.) за 1 час.

КО внутренних газопроводов промышленных и сельскохозяйственных производств, котельных, ГРП, ГРУ должно проводиться давлением 0,01 Мпа (1000 мм вд. ст.). Падение давления не должно превышать 60 даПа (60 мм вд. ст.) за 1 час.

КО внутренних газопроводов и газового оборудования общественных, жилых зданий, административных, должна проводиться давлением 500 даПа (500 мм вд. ст.). Падение давления не должно превышать 20 даПа (20 мм вд. ст.) за 1 час.

Прокладочные уплотнительные материалы. Требования к ним.

Паронит ПМБ (маслобензостойкий).

Для уплотнения фланцевых соединений на ГП и газовом оборудовании применяют прокладки из следующих материалов:

1. Для ГП давлением равным или меньше 16 кгс/см , применяют паронит толщиной 1…4 мм ПМБ.

2. ГП с давлением равным или меньше 6 кгс/см , применяют резину маслобензостойкую, толщиной 3..5 мм.

3. Для ГП всех давлений, в том числе транспортирующих сернистый газ, применяют алюминий листовой d = 1…4 мм.

4. Для ГП всех давлений, кроме транспортирующих сернистый газ, применяют медь листовую толщиной 1…4 мм.

Прокладки должны быть упругими, эластичными, прочными, чтобы при зажимании между фланцами не выдавливались.

Металлические прокладки не должны образовывать гальванической пары, между собой и металлом трубы и иметь примерно одинаковое относительное удлинение с металлом трубы.

Резина маслостойкая применяется при температуре среды от -30 до +80 .

Паронит применяют до +425 для пара и воды.

Для уплотнения резьбовых соединений применяют лен длинноволокнистый трепанный, который выпускают в виде прядей. Перед навертыванием на резьбу лен пропитывают суриком или свинцовыми белилами, разведенными на натуральной олифе.

Применяют ленту ФУМ (фторопластовый уплотнительный материал). Лента ФУМ предназначена для уплотнения резьбовых соединений в диапазоне температур от -60 до +200 С и давлением до 100 кгс/см .

Для уплотнения сальниковых соединений в арматуре насосов применяют набивки, изготовленные из асбестовых и хлопчатобумажных материалов. Набивки изготавливают в виде крученых, плетеных и катаных шнуров, имеющих круглую, квадратную или прямоугольную форму, размером от 2 до 70 мм.

Первичный пуск газа в ГРП и котельную. — КиберПедия

Основанием или разрешением для пуска газа в ГРП, котельную является акт приемки законченного строительством объекта в эксплуатацию, подписанный членами комиссии, состав которой определен согласно СНИП 3.05.02-88 (Приложение 8).

Вторым документом для пуска газа является разрешение инспектора на использование газа в качестве топлива (инспектор по эффективному и рациональному использованию использованию газа, который находится в энергонадзоре, выдает разрешение на промышленное потребление газа после проверки наличия на объекте узлов учета газа и учета тепловой энергии).

Пуск газа – работа газоопасная, выполняется по наряду-допуску и специальному плану, утвержденному главным инженером предприятия. Количество рабочих и ИТР, количество бригад при первичном пуске определяется специальным планом.

Заготовить продувочный шланг, ведро с мыльным раствором, соответствующий инструмент, определить направление ветра, куда может попасть облако при продувке, закрыть окна и двери помещений, гаражи, мастерские, выставить посты, чтобы исключить хождение прохожих в зону работ и продувки. При необходимости место огораживают щитами. Рабочих устно инструктируют по ходу выполнения работ и перед началом выполнения работ. Рабочие после инструктажа расписываются в наряде допуске, у них проверяют также удостоверения по ТБ.

Новые газопроводы должны подключаться к действующим только перед пуском газа.

1. Производим внешний осмотр газооборудования и газопровода. Отмечаем, в каком положении должна находиться запорная арматура.

2. Проводим контрольную опрессовку газопровода воздухом, давлением 2000 мм вд.ст. Падение давления за 1 час не должно превышать 10 мм вд.ст. Результат контрольной опрессовки записываем в наряд-допуск.

3. Убеждаемся, что задвижка (1) перед ГРП закрыта.

4. Снимаем заглушку (19) после закрытой задвижки на точке врезки в действующий газопровод.

5. Открываем кран (15) на продувочной свече.

6. Медленно открываем задвижку (19). Тем самым происходит продувка газопровода газом для вытеснения воздуха. В зависимости от длины газопровода и его диаметра время продувки может быть от 5 до 15 минут. Это время определяется планом производства работ.

7. Закрываем кран (15), выкручиваем сбросной трубопровод из крана, подключаем через штуцер шланг, конец которого опускаем в ведро с мыльным раствором, заполненное на одну треть.

8. Медленно открывая кран (15), набираем в ведро мыльные пузыри. Закрываем кран (15). Ведро относим подальше от места продувки и поджигаем эти мыльные пузыри. Если пузыри горят без микровзрывов, т.е. сгорают спокойно, значит в газопроводе чистый газ и кислорода нет. Продувка закончена. Этот метод определения окончания продувки называется методом сжигания проб газа. Окончание продувки также можно определить прибору. При этом содержание кислорода в продувочном газе должно быть не более 1% по объему (п.6.50. ПБ в ГХ).

9. Мыльным раствором обмыливаем фланцевые соединения на точке врезки (19).

Производим пуск газа в ГРП:

1. Проводим внешний осмотр. Определяем положение всей арматуры.

2. Производим контрольную опрессовку воздухом давлением 1000 мм вд.ст. Падение давления за 1 час не должно превышать 60 мм вд.ст.

3. Результат контрольной опрессовки записывают в наряд-допуск.

4. Убираем заглушку после закрытой задвижки (1). Задвижки (8), (9) должны быть закрыты.

5. Приводим регулятор в закрытое положение, т.е. выворачиваем пружину пилота (и кладем ее в карман).

6. Открываем ПЗК. Молоток ПЗК привязываем к крышке.

7. Медленно открываем задвижку (2).

8. Медленно открываем задвижку (1) перед ГРП или на входе, убеждаемся по манометрам на фильтре о наличии газа. Газ входного давления дошел до регулятора (12 кгс/см²). Регулятор закрыт.

9. Открываем задвижку (6), (17), кран (16) продувочного трубопровода в конце газового коллектора в котельной. Медленно вворачиваем пружину пилота регулятора, предварительно открыв задвижку (7) на линии отбора импульсов и краны (14) на импульсных трубках регулятора.

10. По манометру (11) выставляем рабочее давление. Идет продувка ГРП и внутреннего газопровода котельной для вытеснения воздуха газом. Через некоторое время закрываем кран (16), выворачиваем продувочный газопровод и окончание продувки определяем методом сжигания проб.

11. Обмыливаем мыльным раствором фланцевое соединение задвижки (1). Медленно открываем задвижку (8), продуваем левое плечо байпаса через свечу (18). Закрываем задвижку (8).

12. Открываем задвижку (9), продуваем правое плечо байпаса. Закрываем задвижку (9).

При необходимости производим настройку ПЗК и ПСК, если они не были настроены ранее на испытательном стенде.

Розжиг котла.

Работа по розжигу котла газоопасная, выполняется без наряда-допуска, но с записью выполнения данной работы в специальном журнале. Относится ко второй группе газоопасных работю Выполняется по распоряжению начальника или мастера котельной.

Перед розжигом котла необходимо убедиться в наполнении его водой, убедиться в работе сетевых насосов (по показаниям манометров, установленных на котле по воде), т.е. что они включены и вода циркулирует через котел и теплосеть.

Проверяем герметичность газооборудования перед котлом:

1. Проверяем герметичность задвижки (1). Убеждаемся, что клапан КГ закрыт. На манометре (2) стрелка находится на нулевой отметке. Наблюдаем за показаниями манометра (2), если давление растет, значит задвижка (1) негерметична. Розжигать котел нельзя. Необходимо вызвать слесаря для ремонта.

2. Проверяем герметичность клапана КГ (3) и крана (9) запальной горелки, для этого кратковременно открываем задвижку (1), набираем давление, убеждаемся в этом по манометру (2). Кран (5) продувочной свечи открыт. Следим за показаниями манометра (2). Если стрелка опускается к нулевой отметке, значит клапан КГ или кран (9) запальной горелки — негерметичны. Негерметичность крана (9 можно) определить, опустив запальную горелку в ведро с водой. Наружные утечки можно определить обмыливанием. Если кран (9) герметичен, значит неисправен клапан КГ (3). Если есть негерметичности – розжигать нельзя.

3. Проверяем на герметичность кран кран (5) на продувочной свече, кран (6) перед горелкой и манометр (4). Для этого закрываем кран (5) продувочной свечи, кран (6) уже был закрыт. Открываем задвижку (1) перед котлом. Отверткой приоткрываем клапан КГ (3) и закрываем его. По манометру (4) убеждаемся в наличии давления. Клапан КГ – закрыт. Наблюдаем за показаниями манометра (4). Если стрелка манометра опускается к нулевой отметке шкалы, значит краны (5) и (6) негерметичны. Наружные утечки определяем обмыливанием всех сварных, резьбовых и фланцевых соединений. При негерметичном оборудовании разжигать котел нельзя. Предположим, что все оборудование перед котлом герметично. Результат проверки герметичности записывают в сменный журнал.

4. Проветриваем топку котла. Для этого открываем регуляторы первичного воздуха, вторичного, если таковые имеются, открываем шибер за котлом. Вентилируем топку в течение 15 минут.

5. После вентиляции определяем загазованность топочного пространства котла. Пробу берут из верхней части топки газоанализатором. Содержание газа в топочном пространстве не должно превышать 1%. Результат анализа воздушной среды топки записывают в сменный журнал.

6. Проверяют тягу в топке котла по прибору или подносят листок бумаги к запальному отверстию. Если бумага вырывается из рук – тяга достаточная.

7. Закрываем регуляторы первичного и вторичного воздуха в горелках инжекционного типа и в горелках с принудительной подачей воздуха.

8. Разжигаем запальную горелку, для этого вначале поджигаем лист бумаги на бетонном полу котельной, вносим запальную горелку в факел горящей бумаги и медленно открываем кран (9).

9. Зажженный запальник через запальное отверстие вносим в топку к устью горелки, смотрим в глазок, чтобы факел запальной горелки не погас.

10. Второй оператор включает кнопку «СЕТЬ» на блоке БУРС, подает напряжение на клапан КГ, клапан открывается, на манометре (4) появится давление).

11. Первый оператор медленно открывает кран (6) перед горелкой, убеждается, что основная горелка разожглась, появился факел. Кран (6) еще открыт не полностью.

12. Вынимают запальную горелку, закрывают крае (9). Запальную горелку вешают на место. Оператор подает немного первичного воздуха, открывая заслонку и постепенно выводит горелку на нормальный режим горения. Увеличивать нагрузку горелки необходимо подавая вначале газ. а потом воздух. Уменьшают производительность горелки наоборот – вначале уменьшают воздух, а затем газ (т.к. без воздуха нет горения и нет взрыва).

13. На блоке БУРС тумблер переводим в положение «НОРМАЛЬНАЯ РАБОТА», при этом будут задействованы все датчики контроля работы котла:

· давление газа перед горелкой;

· разрежение в топке котла;

· наличие факела в топке;

· давление воздуха в горелках принудительной подачи воздуха;

· давление воды на выходе из котла и на входе в котел;

· температура нагрева воды в котле.

Т.е. котел будет защищен автоматикой безопасности.

14. Если в процессе розжига произошел отрыв пламени от горелки или проскок в горелку, необходимо немедленно закрыть кран (6) перед горелкой, выявить причину, записать в сменный журнал и повторить розжиг сначала, согласно инструкции.

Контрольная опрессовка — газопровод — Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Контрольная опрессовка — газопровод

Cтраница 1

Контрольная опрессовка газопроводов перед пуском в них газа должна проводиться эксплуатационной организацией.  [1]

Контрольная опрессовка газопроводов является обязательной операцией перед пуском газа.  [2]

Пуск газа без контрольной опрессовки газопровода при отсутствии ответственного руководителя указанной бригады категорически запрещается.  [3]

Пуск газа без контрольной опрессовки газопровода при присутствии ответственного руководителя указанной бригады категорически запрещается.  [4]

Вызывает через диспетчера эксплуатационную службу для производства ревизии оборудования, настройки регулятора давления газа, контрольной опрессовки газопровода и пуска газа в горелки газовых приборов.  [5]

Основной формой обслуживания газового оборудования жилого дома является периодический профилактический осмотр и ремонт газовых приборов и внутридомового газопровода, производимый в плановом порядке и по заявкам потребителей. Установлена следующая периодичность профилактического осмотра в жилых домах: контрольная опрессовка газопроводов осуществляется 1 раз в 5 лет, сроки профилактического осмотра внутридомовых газопроводов устанавливаются органами газового хозяйства по согласованию с Госгортехнадзором, текущий ремонт производится 1 раз в год, смазка кранов и перенабивка сальников на стояках и вводах — 1 раз в год, смазка кранов у приборов — в срок профилактики. Профилактический осмотр газовых плит и быстродействующих водонагревателей производят раз в 2 месяца. Емкостные водонагреватели, отопительные, отопительно-варочные печи и другие приборы, имеющие автоматическое устройство, осматриваются 1 раз в месяц.  [6]

Основной формой обслуживания газового оборудования жилого дома является периодический профилактический осмотр и ремонт газовых приборов и внутридомового газопровода, производимый в плановом порядке и по заявкам потребителей. Установлена следующая периодичность профилактического осмотра в жилых домах: контрольная опрессовка газопроводов осуществляется 1 раз в 5 лет, сроки профилактического осмотра внутридомовых газопроводов устанавливаются органами газового хозяйства по согласованию с Госгортехнадзором, текущий ремонт производится 1 раз в год, смазка кранов и перенабивка сальников на стояках и вводах — 1 раз в год, смазка кранов у приборов — в срок профилактики.  [7]

Основной формой обслуживания газового оборудования жилого дома является периодический профилактический осмотр и ремонт газовых приборов и внутридомового газопровода, производимый в плановом порядке и по заявкам потребителей. Установлена следующая периодичность профилактического осмотра в жилых домах: контрольная опрессовка газопроводов осуществляется 1 раз в 5 лет, сроки профилактического осмотра внутридомовых газопроводов устанавливаются органами газового хозяйства по согласованию с Госгортехнадзором, текущий ремонт производится 1 раз в год, смазка кранов и перенабивка сальников на стояках и вводах — 1 раз в год, смазка кранов у приборов — в срок профилактики. Профилактический осмотр газовых плит и быстродействующих водонагревателей производят раз в 2 месяца. Емкостные водбнагреватели, отопительные, отопительно-варочные печи и другие приборы, имеющие автоматическое устройство, осматриваются 1 раз в месяц.  [8]

Проверяются также электрические силовые линии к приборам автоматизации и сборкам питания, отлаживается работа оборудования котлоагрегатов. Работы по расконсервации начинаются с установки временно снятых приборов и датчиков и снятия защитных чехлов с остальных приборов. Работы ведутся в такой последовательности: производится контрольная опрессовка газопроводов, газового оборудования и импульсных линий на герметичность с предварительной продувкой импульсных линий.  [9]

Профилактический осмотр газового оборудования домовых сетей должен проводиться не реже 2 раз в год. В настоящее время внедрен планово-предупредительный ремонт ( ревизия) всего газового оборудования и газопроводов жилых домов и коммунально-бытовых объектов, осуществляемый 1 раз в год. При этом производят полную ревизию всего газового оборудования ( с разборкой и смазкой кранов), а также контрольную опрессовку газопроводов вместе с газовыми приборами. Ревизию выполняет бригада слесарей под руководством мастера или инженерно-технического работника. На производство ревизии внутридомового газового оборудования должен выписываться наряд на газоопасные работы. Состояние внутридомового газового оборудования помимо слесаря должны периодически проверять ИТР. По результатам профилактического осмотра, газового оборудования в конце каждого года составляется титульный список на капитальный ремонт и замену газовых приборов и газопроводов, выполняемых по графику эксплуатационным трестом ( конторой) газового хозяйства.  [10]

Непосредственно перед пуском таза производят внешний осмотр газопроводов, начиная от задвижки или крана на вводе в здание до соединения с газовыми приборами. Целью данного осмотра являются проверка состояния газопроводов и обнаружение отсутствующих пробок или незаглушенных концов газопроводов. Осматривают также газовые счетчики; на них не должно быть следов повреждений. Одновременно проверяют пробковые краны на стояках, ответвлениях и перед приборами. Краны должны иметь олраничители поворота (

Неразрушающий контроль — Испытание под давлением — это неразрушающий контроль, выполняемый для проверки целостности корпуса высокого давления на новом оборудовании, работающем под давлением.

Что подразумевается под давлением?

Испытание под давлением — это неразрушающий контроль, выполняемый для проверки целостности корпуса, работающего под давлением, на новом оборудовании, работающем под давлением, или на ранее установленном оборудовании, работающем под давлением, и трубопроводном оборудовании, которое подвергалось изменениям или ремонту на своих границах.

Испытания под давлением требуются большинством кодов трубопроводов для проверки того, что новая, модифицированная или отремонтированная система трубопроводов способна безопасно выдерживать номинальное давление и герметична.Соблюдение правил трубопроводов может быть предписано регулирующими и правоохранительными органами, страховыми компаниями или условиями контракта на строительство системы. Испытания под давлением, независимо от того, требуется ли это по закону или нет, служат полезной цели защиты рабочих и населения.

Испытания давлением могут также использоваться для определения номинального давления для компонента или специальной системы, для которых невозможно определить безопасное значение расчетным путем. Прототип компонента или системы подвергается воздействию постепенно увеличивающегося давления до тех пор, пока не произойдет измеримая текучесть, или, альтернативно, до точки разрыва.Затем, используя коэффициенты снижения номинальных характеристик, указанные в нормах или стандарте, соответствующих компоненту или системе, можно установить номинальное расчетное давление на основе экспериментальных данных.

Коды трубопроводов

Существует множество норм и стандартов, касающихся трубопроводных систем. Два правила, имеющие большое значение для испытаний под давлением и герметичности, — это Кодекс ASME B31 для трубопроводов, работающих под давлением, и Кодекс ASME по котлам и сосудам высокого давления. Хотя эти два правила применимы ко многим трубопроводным системам, другие нормы и стандарты могут быть соблюдены в соответствии с требованиями властей, страховых компаний или владельца системы.Примерами могут служить стандарты AWWA для трубопроводов систем передачи и распределения воды. Кодекс ASME B31 для напорных трубопроводов состоит из нескольких разделов. Их:

• ASME B31.1 для силовых трубопроводов
• ASME B31.2 для трубопровода топливного газа
• ASME B31.3 для технологических трубопроводов
• ASME B31.4 для систем транспортировки жидкости для углеводородов, сжиженного нефтяного газа, безводного аммиака и спиртов
• ASME B31.5 для холодильных трубопроводов
• ASME B31.8 для газотранспортных и газораспределительных систем
• ASME B31.9 для строительных трубопроводов
• ASME B31.11 для трубопроводных систем транспортировки жидкого навоза

Кодекс ASME по котлам и сосудам высокого давления также включает несколько разделов, в которых содержатся требования к испытаниям под давлением и испытаниям на герметичность для трубопроводных систем, сосудов высокого давления и других устройств, удерживающих давление. Это:

• Раздел I для энергетических котлов
• Раздел III для компонентов атомной электростанции
• Раздел V неразрушающего контроля
• Раздел VIII для сосудов под давлением
• Раздел X для сосудов под давлением из армированного стекловолокном пластика
• Раздел XI по проверке компонентов атомной электростанции в процессе эксплуатации

Существует большое сходство требований и процедур тестирования многих кодексов.В этой главе будут обсуждаться различные методы испытаний на герметичность, планирование, подготовка, выполнение, документация и стандарты приемки для испытаний под давлением. Оборудование, полезное для опрессовки, также будет включено в обсуждение. Приведенный ниже материал не следует рассматривать как замену полному знанию или тщательному изучению конкретных требований кодов, которые должны использоваться для тестирования конкретной системы трубопроводов.

Методы проверки герметичности

Существует множество различных методов испытаний под давлением и испытаний на герметичность в полевых условиях.Семь из них:

1. Гидростатические испытания с использованием воды или другой жидкости под давлением
2. Пневматические или газожидкостные испытания с использованием воздуха или другого газа под давлением
3. Комбинация пневматических и гидростатических испытаний, при которых сначала используется воздух низкого давления для обнаружения утечек
4. Первоначальное сервисное испытание, которое включает в себя проверку на утечку при первом запуске системы
5. Испытание на вакуум, при котором используется отрицательное давление для проверки наличия утечки
6. Испытание статическим напором, которое обычно проводится для дренажного трубопровода с водой, оставшейся в стояке на заданный период времени
7. Обнаружение утечек галогена и гелия

Гидростатические испытания на герметичность
Гидростатические испытания являются предпочтительным методом проверки на герметичность и, возможно, наиболее часто используемым.Наиболее важной причиной этого является относительная безопасность гидростатических испытаний по сравнению с пневматическими испытаниями. Вода — гораздо более безопасная жидкая среда для испытаний, чем воздух, потому что она почти несжимаема. Следовательно, объем работы, необходимой для сжатия воды до заданного давления в системе трубопроводов, существенно меньше работы, необходимой для сжатия воздуха или любого другого газа до того же давления. Работа сжатия сохраняется в жидкости в виде потенциальной энергии, которая может внезапно высвободиться в случае отказа во время испытания под давлением.

Расчет потенциальной энергии воздуха, сжатого до давления 1000 фунтов на кв. Дюйм (6900 кПа), по сравнению с потенциальной энергией того же конечного объема воды при 1000 фунтов на квадратный дюйм (6900 кПа) показывает соотношение более 2500 кПа. Следовательно, Потенциальное повреждение окружающего оборудования и персонала в результате отказа во время испытания под давлением намного серьезнее при использовании газообразной испытательной среды. Это не означает, что гидростатические испытания на герметичность не представляют никакой опасности. При гидростатическом испытании может возникнуть значительная опасность из-за попадания воздуха в трубопровод.Даже если весь воздух будет выпущен из трубопровода перед подачей давления, рабочим рекомендуется проводить любые испытания под высоким давлением с учетом требований безопасности.

Пневматические испытания на герметичность
Жидкость, обычно используемая для пневматических испытаний, — это сжатый воздух или азот, если источником является газ в баллонах. Не следует использовать азот в закрытом помещении, если существует вероятность того, что выходящий азот может вытеснить воздух в ограниченном пространстве. Известно, что при таких обстоятельствах люди теряют сознание, прежде чем осознают, что им не хватает кислорода.Из-за большей опасности травмирования газообразной испытательной средой давление, которое может использоваться для визуального осмотра на предмет утечек, для некоторых кодов трубопроводов ниже, чем в случае гидростатических испытаний. Например, для пневматических испытаний ASME B31.1 позволяет снизить давление до 100 фунтов на кв. Дюйм (690 кПа) или расчетного давления во время проверки на утечку.

Комбинированные пневматические и гидростатические испытания
Низкое давление воздуха, чаще всего 25 фунтов на кв. Дюйм (175 кПа), сначала используется для определения наличия серьезных утечек.Это низкое давление снижает опасность травм, но все же позволяет быстро обнаруживать крупные утечки. При необходимости ремонт можно провести до гидростатических испытаний. Этот метод может быть очень эффективным для экономии времени, особенно если требуется много времени, чтобы заполнить систему водой только для обнаружения утечек с первой попытки. Если утечки будут обнаружены при гидростатическом испытании, потребуется больше времени, чтобы удалить воду и высушить трубопровод, чтобы произвести ремонт.

Гидростатико-пневматическое испытание на герметичность отличается от двухэтапного испытания, описанного в предыдущем абзаце.В этом случае испытание под давлением проводится с использованием воздуха и воды. Например, сосуд высокого давления, предназначенный для содержания технологической жидкости с паровой фазой или воздухом над жидкостью, может быть спроектирован так, чтобы выдерживать вес жидкости до определенной максимальной ожидаемой высоты жидкости. Если сосуд не был спроектирован так, чтобы выдерживать вес при полном заполнении жидкостью, можно было бы испытать этот сосуд только в том случае, если он был частично заполнен технологической жидкостью до уровня, дублирующего эффект максимально ожидаемого уровня.

Первоначальное тестирование на утечку при обслуживании
Эта категория тестирования ограничена кодами определенными ситуациями. Например, ASME B31.3 ограничивает использование этого метода для работы с жидкостями категории D. Гидравлические системы категории D определены как неопасные для человека и должны работать при давлении ниже 150 фунтов на квадратный дюйм (1035 кПа) и при температуре от -20 до 366 ° F (от -29 до 185 ° C). Код ASME B31.1, раздел 137.7.1, не разрешает начальные эксплуатационные испытания внешних трубопроводов котла. Однако тот же раздел ASME B31.1 позволяет проводить первоначальные эксплуатационные испытания других систем трубопроводов, если другие типы испытаний на герметичность нецелесообразны. Первоначальные эксплуатационные испытания также применимы к проверке компонентов атомной электростанции в соответствии с Разделом XI Кодекса ASME по котлам и сосудам высокого давления. Как указано, этот тест обычно выполняется при первом запуске системы. В системе постепенно повышается до нормального рабочего давления, как требуется в ASME B31.1, или до расчетного давления, как требуется в ASME B31.3. Затем давление поддерживается на этом уровне, пока проводится проверка на утечки.

Проверка на герметичность в вакууме
Проверка на герметичность в вакууме — это эффективный способ определить, есть ли утечка где-либо в системе. Обычно это делается путем создания вакуума в системе и удержания вакуума внутри системы. Утечка указывается, если захваченный вакуум повышается до атмосферного давления. Производитель компонентов довольно часто использует этот вид проверки на герметичность в качестве проверки на герметичность производства. Однако очень сложно определить место или места утечки, если она существует.Дымогенераторы использовались для определения места втягивания дыма в трубопровод. Это очень сложно использовать, если утечка не достаточно велика, чтобы втягивать весь или большую часть дыма в трубу. Если дыма образуется значительно больше, чем может быть втянут в трубу, дым, который рассеивается в окружающий воздух, может легко скрыть место утечки. Очевидно, что этот метод не подходит для испытания трубопровода при рабочем давлении или выше него, если трубопровод не должен работать в вакууме.

Проверка герметичности статической головки
Этот метод испытаний иногда называют испытанием на падение, поскольку падение уровня воды в открытой стояке, добавленное к системе для создания необходимого давления, является признаком утечки. После того, как система и опускной заполнена водой, уровень опускной измеряются и отметил. После необходимого периода выдержки высота повторно проверяется, и любое снижение уровня и период выдержки записываются. Любое место утечки определяется визуальным осмотром.

Тестирование утечки галогена и гелия
В этих методах тестирования используется индикаторный газ для определения места утечки и количества утечки. В случае обнаружения утечки галогена в систему загружается газообразный галоген. Зонд галогенного детектора используется для определения утечки индикаторного газа из любого открытого стыка. Детектор утечек галогена, или анализатор, состоит из трубчатого зонда, который всасывает смесь вытекающего газа галогена и воздуха в прибор, чувствительный к небольшим количествам газообразного галогена.

В этом приборе используется диод для определения присутствия газообразного галогена. Утечка газообразного галогена проходит над нагретым платиновым элементом (анодом). Нагреваемый элемент ионизирует газообразный галоген. Ионы текут на пластину коллектора (катод). Ток, пропорциональный скорости образования ионов и, следовательно, скорости потока утечки, отображается с помощью счетчика. Зонд галогенного детектора калибруется с помощью отверстия, через которое проходит известный поток утечки. Детекторный зонд проходит над отверстием с той же скоростью, которая будет использоваться для проверки системы на утечку.Предпочтительным индикаторным газом является хладагент 12, но можно использовать хладагенты 11, 21, 22, 114 или хлористый метилен. Галогены нельзя использовать с аустенитными нержавеющими сталями.

Проверка на утечку гелия также может выполняться в режиме сниффера, как описано выше для галогенов. Однако, кроме того, испытание на утечку гелием может быть выполнено с использованием двух других методов, более чувствительных при обнаружении утечки. Это режим трассировки и режим капота или закрытой системы. В режиме индикатора создается вакуум в системе, и гелий распыляется на внешнюю поверхность соединений, которые проверяются на утечку.Вакуум системы всасывает гелий через любое негерметичное соединение и подает его на гелиевый масс-спектрометр. В режиме вытяжки тестируемая система окружена концентрированным гелием.

Испытание на герметичность гелием в вытяжном шкафу является наиболее чувствительным методом обнаружения утечек и единственным методом, признанным Разделом V Кодекса ASME как количественный. Производители компонентов, требующих герметичного уплотнения, будут использовать вытяжной метод обнаружения утечки гелия в качестве производственного испытания на герметичность. В этих случаях компонент может быть окружен гелием в камере.К компоненту подключается гелиевый течеискатель, который пытается довести внутренние компоненты компонента до вакуума, близкого к абсолютному нулю.

Любая утечка гелия из окружающей камеры в компонент будет втягиваться в гелиевый течеискатель под действием создаваемого им вакуума. Детектор утечки гелия содержит масс-спектрометр, сконфигурированный для определения присутствия молекул гелия. Этот метод тестирования с замкнутой системой позволяет обнаруживать утечки величиной от 1X10 ^-10 см3 / сек (6.1X10 ^-12 куб. Дюйм / сек), стандартный атмосферный воздушный эквивалент. Метод замкнутой системы не подходит для измерения большой утечки, которая может затопить детектор и сделать его бесполезным для дальнейших измерений до тех пор, пока из детектора не удастся извлечь каждую молекулу гелия.

Метод закрытой системы не подходит для трубопроводной системы в полевых условиях из-за больших объемов. Также он не показывает место утечки или утечек. Наконец, чувствительность обнаружения утечек с использованием замкнутой системы на много порядков выше, чем обычно требуется.Анализатор гелия является наименее чувствительным методом и может давать ложные показания, если гелий из большой утечки в одном месте системы диффундирует в другие места.

Большая утечка также может затопить детектор, временно сделав его непригодным, пока весь гелий не будет удален из масс-спектрометра. Давление гелия, используемое во всех этих методах, обычно составляет одну или две атмосферы, что достаточно для обнаружения очень небольших утечек. Низкое давление также служит для уменьшения количества гелия, необходимого для испытания.Испытания на утечку гелия редко, если вообще когда-либо, используются для демонстрации того, что система может безопасно выдерживать расчетное давление.

Детекторы утечек

с гелиевым покрытием не смогут найти утечки, если компонент или система трубопроводов не станут полностью сухими. Жидкость, содержащаяся в небольшом канале утечки из-за капиллярного действия, может закрыть утечку из-за низкого давления гелия и поверхностного натяжения жидкости. Поэтому при использовании этого метода в абсолютно сухих условиях требуется большая осторожность.В противном случае эта система может оказаться даже менее чувствительной при обнаружении утечки, чем гидростатическое испытание под высоким давлением. Кроме того, гелиевый течеискатель легко загрязняется маслами и другими соединениями и становится неточным. В полевых условиях обычно не исключается возможность загрязнения течеискателя.

Испытательное давление

Выбранный метод испытания и жидкая испытательная среда вместе с применимыми правилами также устанавливают правила, которым необходимо следовать при расчете требуемого испытательного давления.В большинстве случаев давление, превышающее номинальное расчетное давление, применяется на короткое время, скажем, как минимум 10 минут. Величина этого начального испытательного давления часто как минимум в 1,5 раза превышает расчетное давление для гидростатических испытаний. Однако он может быть другим, в зависимости от того, какой код применим и от того, будет ли испытание гидростатическим или пневматическим.

Кроме того, испытательное давление никогда не должно превышать давление, которое могло бы вызвать податливость, или максимально допустимое испытательное давление какого-либо компонента, подвергаемого испытанию.В случае ASME B31, раздел 137.1.4 и Норм для котлов и сосудов высокого давления, максимальное испытательное давление не должно превышать 90 процентов выхода для любого компонента, подвергающегося испытанию. Испытательное давление необходимо для демонстрации того, что система может безопасно выдерживать номинальное давление. После этого периода давления, превышающего расчетное, часто допустимо снизить давление до более низкого значения для проверки герметичности. Давление при осмотре поддерживается в течение времени, необходимого для проведения тщательной проверки

.

Код	Тип испытания
ASME B31.1	Гидростатическая (1)
ASME B31.1	Пневматический
ASME B31.1	Первоначальное обслуживание
ASME B31.3	Гидростатический
ASME B31.3	Пневматический
ASME B31.3	Первичное обслуживание (3)
ASME I	Гидростатический
ASME III Раздел 1, подраздел NB	Гидростатический
ASME III Раздел 1, подраздел NB	Пневматический
ASME III Раздел 1 Подраздел NC	Гидростатический
ASME III Раздел 1 Подраздел NC	Пневматический
ASME III Раздел 1 Подраздел ND	Гидростатический
ASME III Раздел 1 Подраздел ND	Пневматический
Код	Испытательное давление минимум
ASME B31.1	в 1,5 раза больше конструкции
ASME B31.1	в 1,2 раза больше дизайна
ASME B31.1	Нормальное рабочее давление
ASME B31.3	1,5-кратное исполнение (2)
ASME B31.3	в 1,1 раза больше дизайна
ASME B31.3	Расчетное давление
ASME I	В 1,5 раза больше максимально допустимого рабочего давления (4)
ASME III Раздел 1, подраздел NB	1.В 25 раз больше расчетного давления в системе (5)
ASME III Раздел 1, подраздел NB	Давление в системе в 1,25 раза больше расчетного (6)
ASME III Раздел 1 Подраздел NC	1,5-кратное расчетное давление в системе
ASME III Раздел 1 Подраздел NC	Давление в системе в 1,25 раза больше расчетного
ASME III Раздел 1 Подраздел ND	В 1,5 раза больше расчетного давления в системе для завершенных компонентов, в 1,25 раза больше расчетного давления в системе для трубопроводных систем
ASME III Раздел 1 Подраздел ND	1.В 25 раз больше расчетного давления в системе
Код	Испытательное давление максимальное
ASME B31.1	Максимально допустимое испытательное давление для любого компонента или 90% предела текучести
ASME B31.1	В 1,5 раза больше расчетного или максимально допустимого испытательного давления для любого компонента
ASME B31.1	Нормальное рабочее давление
ASME B31.3	Не превышать предел текучести
ASME B31.3	В 1,1 раза больше расчетного давления плюс меньшее из 50 фунтов на кв. Дюйм или 10 процентов испытательного давления
ASME B31.3	Расчетное давление
ASME I	Предел текучести не должен превышать 90%
ASME III Раздел 1, подраздел NB	Не превышать пределы напряжений, указанные в расчетном разделе NB-3226, или максимальное испытательное давление любого компонента системы (5)
ASME III Раздел 1, подраздел NB	Не превышать пределы напряжений, указанные в расчетном разделе NB-3226, или максимальное испытательное давление любого компонента системы
ASME III Раздел 1 Подраздел NC	Если минимальное испытательное давление превышено на 6 процентов, установить предел по нижнему пределу анализа всех испытательных нагрузок или максимального испытательного давления любого компонента
ASME III Раздел 1 Подраздел NC	Если минимальное испытательное давление превышено на 6 процентов, установить предел по нижнему пределу анализа всех испытательных нагрузок или максимального испытательного давления любого компонента
ASME III Раздел 1 Подраздел ND	Если минимальное испытательное давление превышено на 6 процентов, установить предел по нижнему пределу анализа всех испытательных нагрузок или максимального испытательного давления любого компонента
ASME III Раздел 1 Подраздел ND	Если минимальное испытательное давление превышено на 6 процентов, установить предел по нижнему пределу анализа всех испытательных нагрузок или максимального испытательного давления любого компонента
Код	Испытательное давление время выдержки
ASME B31.1	10 минут
ASME B31.1	10 минут
ASME B31.1	10 минут или время на полное обследование на герметичность
ASME B31.3	Время на полное обследование на герметичность, но не менее 10 минут
ASME B31.3	10 минут
ASME B31.3	Время до завершения проверки герметичности
ASME I	Не указано, обычно 1 час
ASME III Раздел 1, подраздел NB	10 минут
ASME III Раздел 1, подраздел NB	10 минут
ASME III Раздел 1 Подраздел NC	10 или 15 минут на дюйм проектной минимальной толщины стенки для насосов и клапанов
ASME III Раздел 1 Подраздел NC	10 минут
ASME III Раздел 1 Подраздел ND	10 минут
ASME III Раздел 1 Подраздел ND	10 минут
Код	Обследование давление
ASME B31.1	Расчетное давление
ASME B31.1	Ниже 100 фунтов на кв. Дюйм или расчетного давления
ASME B31.1	Нормальное рабочее давление
ASME B31.3	в 1,5 раза больше конструкции
ASME B31.3	Расчетное давление
ASME B31.3	Расчетное давление
ASME I	Максимально допустимое рабочее давление (4)
ASME III Раздел 1, подраздел NB	Давление больше расчетного или испытательное давление в 0,75 раза больше
ASME III Раздел 1, подраздел NB	Давление больше расчетного или испытательное давление в 0,75 раза больше
ASME III Раздел 1 Подраздел NC	Давление больше расчетного или испытательное давление в 0,75 раза больше
ASME III Раздел 1 Подраздел NC	Давление больше расчетного или испытательное давление в 0,75 раза больше
ASME III Раздел 1 Подраздел ND	Давление больше расчетного или испытательное давление в 0,75 раза больше
ASME III Раздел 1 Подраздел ND	Давление больше расчетного или испытательное давление в 0,75 раза больше

Примечания:

1.	Наружные трубопроводы котла должны пройти гидростатические испытания в соответствии с PG-99 ASME Code Section I.
2.	ASME B31.3 гидростатическое давление должно быть выше 1,5-кратного расчетного давления пропорционально пределу текучести при температуре испытания, деленному на прочность при расчетной температуре, но не должно превышать предела текучести при температуре испытания. Если речь идет о сосуде, расчетное давление которого меньше, чем в трубопроводе, и если сосуд не может быть изолирован, трубопровод и сосуд могут быть испытаны вместе при испытательном давлении сосуда при условии, что испытательное давление сосуда составляет не менее 77 процентов испытательного давления трубопроводов.
3.	ASME B31.3: начальные эксплуатационные испытания разрешены только для трубопроводов категории D.
4.	Кодекс ASME Раздел I. Давление гидростатического испытания при температуре не менее 70 ° F (21 ° C) и испытательное давление при температуре менее 120 ° F (49 ° C). Для парогенератора с принудительным потоком, с частями, работающими под давлением, рассчитанными на разные уровни давления, испытательное давление должно быть не менее чем в 1,5 раза больше максимально допустимого рабочего давления на выходе из пароперегревателя, но не менее 1.25-кратное максимально допустимое рабочее давление любой части котла.
5.	Кодекс ASME, раздел III, раздел 1, подраздел NB, пределы испытательного давления определены в разделе NB3226; также компоненты, содержащие паяные соединения, и клапаны, которые перед установкой должны быть испытаны при давлении, в 1,5 раза превышающем расчетное давление системы.
6.	Кодекса ASME Раздел III, Раздел 1, подраздел NB, давление пневматического испытания для компонентов, частично заполненных водой, должно быть не менее 1.25-кратное расчетное давление системы.

Отказ оборудования, работающего под давлением

Сосуды высокого давления и трубопроводные системы широко используются в промышленности и содержат очень большую концентрацию энергии. Несмотря на то, что их конструкция и установка соответствуют федеральным, государственным и местным нормам и признанным промышленным стандартам, продолжают происходить серьезные отказы оборудования, работающего под давлением.

Существует множество причин выхода из строя оборудования, работающего под давлением: деградация и истончение материалов в процессе эксплуатации, старение, скрытые дефекты во время изготовления и т. Д.. К счастью, периодические испытания, а также внутренние и внешние проверки значительно повышают безопасность сосуда высокого давления или системы трубопроводов. Хорошая программа испытаний и инспекций основана на разработке процедур для конкретных отраслей или типов судов.

Ряд аварий позволил привлечь внимание к опасностям и рискам, связанным с хранением, обращением и перекачкой жидкостей под давлением. Когда сосуды высокого давления действительно выходят из строя, это обычно является результатом разрушения корпуса в результате коррозии и эрозии (более 50% разрушения корпуса).

Новое построенное судно разорвано во время гидроиспытаний

Все сосуды под давлением имеют свои собственные специфические опасности, включая большое накопленное потенциальное усилие, точки износа и коррозии, а также возможный отказ предохранительных устройств контроля избыточного давления и температуры.
Правительство и промышленность отреагировали на потребность в улучшенных испытаниях систем, работающих под давлением, разработав стандарты и правила, определяющие общие требования к безопасности под давлением (Кодекс ASME по котлам и сосудам высокого давления, Руководство по безопасности под давлением Министерства энергетики США и другие).
Эти правила определяют требования к реализации программы безопасности при испытаниях под давлением. Очень важно, чтобы конструкторский и эксплуатационный персонал использовал эти стандарты в качестве критериев при написании и реализации программы безопасности при испытаниях под давлением.

Программа испытаний под давлением

Хорошая программа безопасности при испытаниях под давлением должна выявлять производственные дефекты и износ в результате старения, растрескивания, коррозии и других факторов до того, как они вызовут отказ сосуда, и определять (1) может ли сосуд продолжать работу при том же давлении, (2) какое могут потребоваться меры контроля и ремонта, чтобы система давления могла работать при исходном давлении, и (3) необходимо ли понижать давление для безопасной эксплуатации системы.

Все компании, работающие с оборудованием под давлением, почти все имеют расширенные технические инструкции по испытаниям сосудов под давлением и трубопроводных систем. Это руководство подготовлено в соответствии со стандартами безопасности давления OSHA, DOT, ASME, местными, государственными и другими федеральными кодексами и стандартами.

Документация включает определение ответственности инженерного, управленческого персонала и персонала по безопасности; общие требования к оборудованию и материалам; процедуры гидростатических и пневматических испытаний для проверки целостности системы и ее компонентов; и руководящие принципы для плана испытаний под давлением, аварийных процедур, документации и мер контроля опасностей.Эти меры включают контроль сброса давления, защиту от воздействия шума, экологический и личный мониторинг, а также защиту от присутствия токсичных или легковоспламеняющихся газов и высокого давления.

Пуск нового резервуара при испытании на пневматическое давление воздухом

Определения испытаний под давлением

• Изменение — Изменение — это физическое изменение любого компонента, имеющее последствия для конструкции, которые влияют на способность сосуда высокого давления выдерживать давление, выходящее за рамки элементов, описанных в существующих отчетах с данными.
• Допуск на коррозию — Дополнительная толщина материала, добавленная конструкцией, чтобы учесть потери материала в результате коррозионного или эрозионного воздействия.
• Коррозионная обработка — Любая услуга системы давления, которая из-за химического или другого взаимодействия с материалами конструкции контейнера, содержимым или внешней средой приводит к растрескиванию контейнера, его охрупчиванию, потере более 0,01 дюйма. толщину за год эксплуатации, или испортить любым способом.
• Расчетное давление — давление, используемое при расчете компонента давления вместе с совпадающей расчетной температурой металла с целью определения минимально допустимой толщины или физических характеристик границы давления. Расчетное давление для сосудов показано на производственных чертежах, а для трубопроводов максимальное рабочее давление указано в перечне трубопроводов. Расчетное давление для трубопровода больше на 110% от максимального рабочего давления или на 25 фунтов на кв. Дюйм от максимального рабочего давления.
• Инженерная инструкция по безопасности (ESN) — Утвержденный руководством документ, описывающий ожидаемые опасности, связанные с оборудованием, и проектные параметры, которые будут использоваться.
• Высокое давление — Давление газа выше 20 МПа (3000 фунтов на кв. Дюйм) и давление жидкости выше 35 МПа (5000).
• Промежуточное давление — Давление газа от 1 до 20 МПа (от 150 до 3000 фунтов на кв. Дюйм) и давление жидкости от 10 до 35 МПа (от 1500 до 5000 фунтов на кв. Дюйм).
• Испытание на утечку — Испытание давлением или вакуумом для определения наличия, скорости и / или местоположения утечки.
• Низкое давление — Давление газа менее 1 МПа (150 фунтов на кв. Дюйм) или давление жидкости менее 10 МПа (1500 фунтов на кв. Дюйм).
• Работа в зоне с персоналом — Операция под давлением, которая может проводиться (в определенных пределах) в присутствии персонала.
• Максимально допустимое рабочее давление (МДРД) — максимальное допустимое давление в верхней части сосуда в его нормальном рабочем положении при рабочей температуре, указанной для данного давления.Это наименьшее из значений, найденных для максимально допустимого рабочего давления для любой из основных частей сосуда в соответствии с принципами, установленными в разделе VIII ASME. МДРД указано на паспортной табличке емкости. МДРД можно принять равным расчетному давлению, но по большей части МДРД основывается на изготовленной толщине за вычетом допуска на коррозию. MAWP относится только к сосудам под давлением.
• Максимальная расчетная температура — максимальная температура, используемая в конструкции, и не может быть ниже максимальной рабочей температуры.
• Максимальное рабочее давление (MOP) — Максимальное давление, ожидаемое во время работы. Обычно это на 10-20% ниже МДРД.
• Минимально допустимая температура металла (MAMT) — Минимальная температура для существующего сосуда, позволяющая выдерживать испытания или рабочие условия с низким риском хрупкого разрушения. MAMT определяется путем оценки сосудов под давлением, построенных до 1987 года. Этот термин используется в API RP 579 для оценки хрупкого разрушения существующего оборудования.Это может быть одна температура или диапазон допустимых рабочих температур в зависимости от давления.
• Минимальная расчетная температура металла (MDMT) — Минимальная температура металла, используемая при проектировании сосуда высокого давления. MDMT — это термин Кодекса ASME, который обычно отображается на паспортной табличке сосуда или в форме U-1 для сосудов, спроектированных в соответствии с ASME Section VIII, Division 1, издание 1987 г. или более поздней версии.
• МПа — Абсолютное давление в единицах СИ. 1 атмосфера (14,7 фунта на кв. Дюйм) равна 0.1 МПа.
• Процедура эксплуатационной безопасности (OSP) — Документ, используемый для описания средств контроля, необходимых для обеспечения того, чтобы риски, связанные с потенциально опасным исследовательским проектом или уникальной деятельностью, находились на приемлемом уровне.
• Оборудование, работающее под давлением — Любое оборудование, например, сосуды, коллекторы, трубопроводы или другие компоненты, которое работает при давлении выше или ниже (в случае вакуумного оборудования) атмосферного давления.
• Емкость под давлением — Компонент, работающий под давлением относительно большого объема (например, сферический или цилиндрический контейнер) с поперечным сечением больше, чем у соответствующего трубопровода.
• Контрольное испытание — Испытание, в котором прототипы оборудования подвергаются повышенному давлению для определения фактического выхода или давления отказа (разрыва) (используется для расчета МДРД).
• Дистанционное управление — Операция под давлением, которую нельзя проводить в присутствии персонала. Оборудование должно быть установлено в испытательных камерах, за сертифицированными заграждениями или работать из безопасного места.
• Фактор безопасности (SF) — Отношение предельного (т. Е. Разрыва или отказа) давления (измеренного или рассчитанного) к МДРД.Фактор безопасности, связанный с чем-то другим, кроме давления отказа, должен быть обозначен соответствующим нижним индексом.

Коды, стандарты и ссылки

Американское общество инженеров-механиков (ASME)

• Котлы и сосуды под давлением Код: Раздел VIII Сосуды под давлением
• ASME B31.3 Трубопроводы для химических и нефтеперерабатывающих заводов
• ASME B16.5 Трубные фланцы и фланцевые фитинги

Американское общество испытаний материалов (ASTM)

• ASTM E 1003 Стандартный метод испытаний на гидростатическую герметичность

Американский институт нефти (API)

• RP 1110 Испытание давлением стальных трубопроводов для транспортировки газа, нефтяного газа, опасных жидкостей…
• API 510 Техническое обслуживание, проверка, оценка, ремонт и изменение
• Обжиговые нагреватели API 560 для нефтеперерабатывающих заводов общего назначения
• API 570 Осмотр, ремонт, изменение и повторная оценка эксплуатационных трубопроводных систем
• API 579 Проект рекомендуемой практики API для пригодности к эксплуатации

Роберт Б. Адамс

• Президент и главный исполнительный директор EST Group, Inc. Харлейсвилл, Пенсильвания

Интересные статьи об отказе при испытаниях давлением

Отказ сосуда под давлением во время пневматического испытания

Отказ сосуда под давлением во время гидроиспытаний

Отказ сосуда под давлением во время испытания воздуха

Замечание (и) автора…

Испытания под давлением ASME B31.3

Системы трубопроводов

обычно проектируются и изготавливаются в соответствии с применимыми нормами. Конечно, использование ASME B31.3 может быть применимо к судам, перевозящим нефть, но вы действительно должны следовать коду, для которого была разработана система трубопроводов. Поскольку я знаком с B31.3, а не с эквивалентом в Европе (или другой стране), я буду основывать свой ответ на B31.3.

ASME B31.3 требует «проверки герметичности» системы трубопроводов. Это не структурный тест, это всего лишь тест, чтобы определить, есть ли в системе точки утечки.* С другой стороны, существуют нормы, которые могут требовать структурных испытаний, например, по нормам для котлов и сосудов высокого давления. В этом случае проводится гидростатическое испытание, чтобы убедиться, что резервуар и присоединенные к нему трубопроводы являются конструктивными, а не только герметичными.

ASME B31.3, п. 345.1 гласит:
До ввода в эксплуатацию и после завершения соответствующих проверок, требуемых п. 341, каждая система трубопроводов должна быть испытана на герметичность. Испытание должно представлять собой гидростатическое испытание на герметичность в соответствии с п.345.4, за исключением случаев, предусмотренных в данном документе.

Если владелец считает гидростатическое испытание на герметичность нецелесообразным, либо пневматическое испытание в соответствии с п. 345.5 или комбинированное гидростатико-пневматическое испытание в соответствии с п. 345.6 может быть заменен, учитывая опасность энергии, хранящейся в сжатом газе.

Таким образом, согласно нормам, испытание на герметичность с использованием воздуха может быть выполнено, если владелец системы считает гидростатическое испытание нецелесообразным.

Важно понимать, что давление, при котором проводится испытание, является функцией расчетного давления.Расчетное давление является функцией допустимых пределов напряжений в трубопроводе, которая также является функцией рабочей температуры.

• Для гидростатических испытаний, п. 345.4.2 требует давления не менее чем в 1,5 раза превышающего расчетное давление.
• Для пневматического испытания, п. 345.5.4 требует давления не менее 110% от расчетного.

Следующим шагом для инженера (предпочтительно проектировщика трубопроводной системы или специалиста по анализу напряжений) является создание процедур испытаний под давлением.Эти процедуры испытания под давлением рассматривают возможность хрупкого разрушения при низких температурах, что может быть проблемой при указанных температурах. Процедуры испытания давлением на самом деле представляют собой набор процедур (обычно), которые включают в себя такие вещи, как метод создания давления в системе, положения клапана, снятие предохранительных устройств, изоляция частей системы трубопроводов и т. Д.

Относительно низкой температуры, п. 345.4.1 гласит: «Жидкость должна быть водой, если нет возможности повреждения из-за замерзания или неблагоприятного воздействия воды на трубопровод или процесс (см. Параграф.F345.4.1). В этом случае можно использовать другую подходящую нетоксичную жидкость ». Допускается использование гликоля / воды.

Если испытание должно проводиться пневматически, испытательное давление следует повысить до 25 фунтов на квадратный дюйм, после чего должна быть проведена предварительная проверка, включая осмотр всех соединений. Настоятельно рекомендуется использование низкотемпературной пузырьковой жидкости.

Итак, вывод:

1. Если вам дали задание провести гидроиспытание при 16 бар, то это должно быть 1.5-кратное расчетное давление 10,67 бар. Следовательно, согласно B31.3, пневматическое испытание следует проводить не при 16 бар, а при 1,1-кратном расчетном давлении или 11,7 бар. Доведите пневматическое давление до 11,7 бар.
2. Возможность хрупкого разрушения должна быть рассмотрена соответствующим инженером. В случае температуры ниже 0 ° C следует проверить используемый материал, чтобы убедиться, что он не ниже минимально допустимой температуры для данной стали.
3. Опытный инженер должен разработать набор процедур испытаний под давлением.В этих процедурах необходимо указать, какие участки трубы подвергаются испытаниям, в каких положениях следует размещать клапаны, какие предохранительные устройства необходимо снять (или установить) и т. Д.
4. Пневматическое испытание необходимо начинать при давлении 25 фунтов на кв. Дюйм, а перед повышением давления необходимо провести предварительное обследование на утечки.
5. Самое главное, знающий инженер должен также проверить проектную спецификацию трубопровода на предмет всех требований, относящихся к испытаниям на герметичность или давление.

Хотя B31.3 описывает это как «испытание на герметичность», когда выполняется гидростатическое испытание в 1,5 раза больше расчетного, оно является структурным испытанием.

Пожалуйста, прочтите статью: Департамент труда США, OSHA

Пневматические испытания трубопроводов как альтернатива гидростатическим испытаниям> ENGINEERING.com

Сайт www.eng-tips.com — это технический форум для практикующих инженеров, где они могут обсуждать соответствующие темы с другими практикующими инженерами.

Обсуждение статического тестирования происходит на eng-tips.com каждые несколько месяцев. Обычно они будут соответствовать формату:

Резьба 481-348164
мкм 1209 (Нефть) (OP) 8 июля 13 9:13

Ребята

Я работаю в компании по строительству трубопроводов.

Я занимаюсь технологическим и трубопроводным обслуживанием с 1999 года.

Я пришел в эту компанию, чтобы основать подразделение по гидроиспытаниям.

Наш заказчик просит нас провести пневматическое испытание 7-мильного 20-дюймового трубопровода.

Испытательное давление составляет около 1300 фунтов на квадратный дюйм.

Я очень против этого, но моя компания хочет двигаться вперед. Заказчик дал нам зеленый свет.

Ах да

Мы делаем этот тест в течение недели.

Мне нужны неопровержимые факты, чтобы моя компания не делала этого. Я искал информацию в сети, но не нашел ничего конкретного. Или факты, чтобы я чувствовал себя лучше.

Я нашел

«437.4.3 Разрешено только для трубопроводных систем, эксплуатируемых при 20% или менее SMYS «

.

Нужна помощь

Обычно сразу после этого вопроса следует что-то вроде:

Резьба378-1

JoeTank (Структурный) 9 июля 07 9:12

Моя личная практика для проверки воздуха — это находиться на расстоянии хотя бы одного почтового индекса от сайта.

Джо Танк

Что довольно забавно и довольно запоминается. Сообщение? Эти пневматические испытания безответственны, и любой, кто предлагает их, — ковбой.Хотя это правильно и правильно, что у нас есть сильное предубеждение в пользу гидростатических испытаний, а не испытаний со сжатыми газами, испытания с использованием сжатых газов далеко не безответственны и могут быть альтернативой с меньшим риском в определенных конкретных случаях.

Риск, о котором здесь идет речь, заключается в том, что сжатый газ содержит значительно больше потенциальной энергии, чем сжатая несжимаемая жидкость. Быстрое преобразование этой потенциальной энергии в кинетическую может быть жестоким и разрушительным событием.

Испытание трубопроводов на прочность
Когда новый трубопровод должен быть введен в эксплуатацию, различные нормы и стандарты компании требуют, чтобы он был подвергнут испытанию на герметичность и / или испытанию на прочность. Испытания на герметичность обычно проводятся при довольно низком давлении и предназначены только для подтверждения того, что труба действительно будет содержать жидкости. Риски, как правило, достаточно низкие, и испытания на герметичность проводятся без особого учета катастрофического отказа.

Испытание на прочность проводится при повышенном давлении, кратном более 1.0 максимально допустимого рабочего давления системы (МДРД) и удерживается в течение некоторого времени. Множественность давления и продолжительность значительно варьируются от одной регулирующей юрисдикции к другой, от одного кодового документа к другому и от одной компании к другой. Эти подробности, хотя и обильно рассыпаны в сообщениях по этой теме, выходят за рамки этого обсуждения.

Основными видами испытаний являются «гидростатические» или «пневматические статические» (иногда называемые «пневмостатическими», но это слишком претенциозно).«Статический» просто означает, что во время успешного испытания жидкости под давлением не имеют чистого движения относительно конца трубы или ее средней линии.

Гидростатическое испытание проводится с использованием в значительной степени несжимаемой жидкости, такой как вода (отсюда и префикс «гидро»), масло, гликоль или некоторая смесь (например, гликоль часто добавляют в воду для гидростатических испытаний для предотвращения замерзания). В этих испытаниях трубопровод заполняется жидкостью, унесенные газы могут рассеиваться к вентиляционным отверстиям, а давление в системе повышается до требуемого испытательного давления и удерживается там в течение всего испытания.

Пневматический статический тест проводится с использованием газа, такого как сжатый воздух, азот, CO2 или метан (тесты с CO2 очень редки и очень трудны, потому что при повышенном давлении газ может переходить в «плотную фазу», которая ведет себя совершенно иначе, чем газ или жидкость). Проблемы, связанные с пневматическими статическими испытаниями, в основном связаны с запасенной энергией.

Энергия, участвующая в испытании
Модуль объемной упругости (т.е. величина давления, необходимого для уменьшения объема жидкости на 1%) жидкостей очень велик, поэтому даже в самых агрессивных испытаниях жидкость будет иметь очень небольшую энергию сжатия (например,g., объемный модуль воды составляет порядка 319000 фунтов на квадратный дюйм [2200 МПа], поэтому испытание на 900 фунтов на квадратный дюйм [6,2 МПа] уменьшит объем примерно на 0,3%). При неудачном испытании выделение энергии от этой декомпрессии будет иметь тенденцию немного расширять любой разрыв в разрушенном материале, но вряд ли приведет к образованию каких-либо снарядов.

Рисунок 1 — 700 футов
перепад высот С другой стороны, жидкости имеют значительную массу. Для вертикальных изменений линии увеличение высоты добавляет 0.433 фунтов на кв. Дюйм [9,81 кПа / м] до давления в самой низкой точке системы. Это означает, что в холмистой местности может быть очень сложно разработать гидростатический тест. Например, если перепад высот составляет 1000 футов [305 м], то давление внизу будет на 433 фунта на кв. Дюйм [2,99 МПа] выше, чем давление вверху, для испытания 150% на линии ANSI 150. Простое заполнение линии приведет к превышению испытательного давления в нижней части, а в верхней части останется атмосферное давление. Часто возможно сегментировать линию, чтобы сохранить изменения отметки в пределах сегмента ниже некоторого максимума, но не всегда (например,g., некоторые линии имеют недоступные сегменты на очень пересеченной местности [см. Рисунок 1], другие не имеют клапанов там, где это необходимо для выполнения сегментации).

Испытания с газом — полная противоположность. Плотность очень низкая, поэтому гравитационные силы гораздо менее значительны. Например, воздух под давлением 900 фунтов на квадратный дюйм будет оказывать давление 0,034 фунтов на квадратный дюйм [0,758 кПа / м], что можно безопасно игнорировать.

Хотя плотность газа низкая, сжимаемость достаточно высока, чтобы вызывать беспокойство. Сжатие воздуха от атмосферного давления до 900 фунтов на кв. Дюйм на уровне моря при постоянной температуре приведет к тому, что газ попадет в объем, составляющий 1/63 первоначального объема.Подумайте об этом, сжав пружину до 1/63 ее длины, и вы начнете видеть величину накопленной энергии.

Задача при проведении пневматических испытаний — «взрывная декомпрессия». Несколько лет назад НАСА опубликовало документ, получивший название «Методология исследовательского центра НАСА Гленна». Этот документ был действительно первым случаем, когда кто-либо предпринял попытку количественно оценить риск попадания газа под давлением. Он был на веб-сайте НАСА в течение нескольких лет, но недавние попытки найти его оказались безуспешными.На основе документа НАСА было написано несколько правил и множество политик компании. В основном этот двухстраничный документ сказал:

• Отказ трубопровода можно было бы правильно назвать «адиабатическим» процессом (т.е. он происходит при постоянной энтропии и является обратимым)
• Адиабатическая декомпрессия приводит к значительному выделению энергии.
• Весь материал в системе будет участвовать во взрывной декомпрессии

Расчет адиабатической энергии при пневматическом испытании
Адиабатическая энергия может быть рассчитана следующим образом (это версия НАСА, для вывода этого уравнения требуется «k» в числителе члена «k-1», но давайте придерживаться версии НАСА):

Где:

• Wgas -> Работа с газом (Н-м или фут-фунт-сила).Чтобы преобразовать в «тонны тротила», разделите число фут-фунт-силы на 3,086×109 или число Н-м на 4,184×109 (это число является наиболее распространенным преобразованием, но в некоторых источниках используется 4,8×109 Н-м / т тротила)
• Vsystem -> Объем системы (m3 ft3)
• Ptest -> Давление во время испытания (Па или фунт-сила / фут2) в абсолютных единицах
• Patm -> Местное атмосферное давление (Па или фунт-сила / фут2) в абсолютных единицах
• k -> Адиабатическая постоянная, состоящая из отношения удельной теплоемкости при постоянном давлении к удельной теплоемкости при постоянном объеме (нет единиц, воздух имеет значение 1.4)

Этот расчет может закончиться очень большим числом. Например, если вы испытывали 100 миль [161 км] 36-дюймового [914,4 мм] трубопровода Schedule 40 под давлением 900 фунтов на кв. Дюйм [6,2 МПа] на уровне моря (14,7 фунтов на квадратный дюйм [101,35 кПа]) со сжатым воздухом, объем система будет иметь размер 3,428×106 футов3 [9,706×104 м3]. Это приводит к общему накоплению энергии 253,8 тонны в тротиловом эквиваленте, что соответствует масштабу тактического ядерного оружия. Страшная штука. Я не уверен, что «следующий почтовый индекс» достаточно далеко.

Проблема с методологией исследования Гленна НАСА заключается в том, что событие взрывной декомпрессии имеет очень короткую продолжительность. Эксперименты, проведенные в Университете Небраски-Линкольна для Министерства энергетики в 2012 году, показывают, что температура газа при взрывной декомпрессии очень быстро падает до минимума, а затем увеличивается приблизительно до начальной температуры в течение следующих нескольких секунд. Этот минимум можно принять за конец взрывной декомпрессии и начало разгерметизации.В упомянутой статье не указывается длительность этого почти вертикального температурного переходного режима. Другие, менее формальные источники указывают, что это происходит при 10-50 мСм после открытия достаточно большого отверстия, которое может привести к закупорке потока.

Природные явления в объеме газа ограничены скоростью звука (1,0 Маха). Это ограничение связано с созданием стоячих «ударных волн» в потоке, которые препятствуют обмену данными от нисходящего потока к восходящему. До Маха 1.0 наличие более низкого давления на выходе сообщалось на входе через неспособность поддерживать более высокое давление на входе.При скорости 1,0 Маха ударная волна достаточна для поддержания давления выше по потоку и позволяет течь только со скоростью звука.

Итак, если мы скажем, что вертикальный переходный процесс составляет 50 мс, и дадим половину доступного времени для сообщения о событии внутри системы и половину времени для энергии, которая теперь «знает», что произошла ошибка участвуют во взрыве со скоростью звука:

Где:

• vsonic -> Скорость звука (м / с или фут / с)
• Rgas -> Удельная газовая постоянная (Универсальная газовая постоянная / Молярная масса)
• T -> Температура газа (R или K)

Для воздуха при 60 ° F [15.6C] скорость звука составляет 1118 фут / с [341 м / с]. Это говорит о том, что за доступные 25 мСм ударная волна пройдет 28 футов [8,5 м]. Предположим, что отказ произошел бесконечно далеко (т. Е. Более чем на 28 футов [8,5 м]) от конца трубы, поэтому длина задействованной трубы составляет 56 футов [17 м], поскольку в нем участвует накопленная энергия с обеих сторон разрушения. Это объем 364 фут3 [10,29 м3], поэтому, используя приведенное выше уравнение адиабатической энергии, энергия эквивалентна 54 фунтам на метр в тротиловом эквиваленте — не тривиальное событие, но далеко от тактического ядерного оружия.Для сравнения, 54 фунта тротила в правильно сконструированном и правильно развернутом «кратерном заряде» приведут к образованию кратера глубиной 6 футов [1,8 м] и диаметром 25 футов [7,62 м], что составляет объем земли примерно 36,4 ярда3 [27,8 м3].

В теме 378-2 , член SNORGY, который часто участвует в этих обсуждениях, поделился электронной таблицей Excel, в которой используются расчеты НАСА для установки «ограниченного расстояния» (то есть ближайшей безопасной точки подхода во время испытаний) в 5621 фут. [1.7 км] для этого теста. Изменение длины трубы до 56 футов, рассчитанных выше, изменяет ограниченное расстояние до 271 футов — все еще возмутительно, но не более одной мили. Этот калькулятор демонстрирует полную ошибочность этого подхода — если бы линия в 100 миль работала при давлении 300 фунтов на кв. Дюйм (половина МДРД), самое близкое расстояние, которое вы могли когда-либо подойти к действующей линии, было бы 3670 футов (1,12 км).

Рисунок 2 — Отказ после пневматического испытания В обсуждении часто обсуждаются сбои, которые всегда включают изображение на Рисунке 3 (из Thread378-348164 , отправленного MJCronin).Этот сбой в Шанхае, Китай (в некоторых источниках говорится, что он был в Бразилии, но детали одинаковы независимо от полушария) произошел, когда тест (который не включал судно, которое вышло из строя) проводился для закрытого клапана, ведущего в судно.

Клапан протек, и давление в сосуде увеличилось настолько, что он резко отказал. Эта неудача призвана продемонстрировать, насколько опасны и безответственны пневматические испытания.Другая точка зрения состоит в том, что вы никогда не проводите испытания с закрытым клапаном без наблюдения за условиями на выходе. Сбой был одной из инженерных процедур и / или выполнения процедуры и не должен использоваться для обвинения в пневматических испытаниях.

Риски и стратегии снижения при гидростатических испытаниях
Гидростатические испытания регулярно проводятся безопасно и без последствий для окружающей среды. Успешными испытаниями засчитано:

• Сопротивление материалов.Указанный минимальный предел текучести (SMYS) — это мера напряжений, которые материал может выдержать, не начав деформироваться. Различные кодексы и политики компании определяют различную максимальную нагрузку в зависимости от SMYS. Системы сбора сырого газа часто ограничиваются 20% SMYS. Транспортировка переработанного газа по пересеченной местности часто допускает нагрузки, которые намного ближе к 100% SMYS. Линии с высоким потенциалом воздействия на население ограничиваются более низкой долей SMYS, чем линии на открытой местности.Перед принятием каких-либо решений по тестированию эти нагрузки должны быть количественно определены и учтены при принятии решения.
• Соображения по охране окружающей среды / безопасности.
• Вода для гидростатических испытаний (даже без химических добавок) должна обрабатываться как промышленные отходы, и ее нельзя сбрасывать в придорожную канаву. Успешные испытания решают эту проблему, определяя точку сброса и подтверждая, что это место будет принимать воду.
• Неудачный тест приведет к опорожнению всей или части жидкости, участвовавшей в тесте, рядом с местом сбоя.Успешное испытание предполагает использование временных берм для защиты уязвимых мест (например, рек, сухих стоянок, парковок, офисных зданий и т. Д.).
• Гидростатические испытания по обезвоживанию стали причиной бесчисленных разливов и травм. Пересылка больших объемов жидкости через гибкий трубопровод, такой как пожарный шланг, может создавать очень большие выходные силы на выпускном патрубке, что может привести к резкому раскачиванию конца шланга с риском повреждения персонала и имущества.Успешные испытания определяют средства захвата концов шлангов.
• Нормативные требования. В некоторых юрисдикциях план тестирования должен быть утвержден регулирующим органом до его выполнения. В других юрисдикциях требуется уведомление, но не разрешение. Если во время испытания дороги будут закрыты, то обычно требуется разрешение. Успешные тесты требуют необходимых согласований / разрешений задолго до теста.
• Источник жидкости. Каждый источник жидкости содержит микробы и загрязняющие вещества, многие из которых создают долгосрочные риски управления целостностью трубопроводов.Успешные тесты показали, что очень часто после теста остается некоторое количество жидкости, и указываются необходимые химические вещества для обработки.
• Вес жидкости. При испытании трубопроводов с надземными участками важно подтвердить, что опоры для труб подходят для переноса трубы, полной жидкости (обрушившиеся стойки для труб являются частым источником неудач при испытаниях).
• Рельеф. Испытание должно гарантировать, что испытательное давление соответствует минимальному значению в высоких точках, но не является «чрезмерным» в низких точках.Требуется инженерная оценка для определения «достаточно хорошо» (например, допустимо ли перейти к 160% МДРД в нижней точке, чтобы иметь возможность достичь 110% МДРД в верхней точке? Или лучше оставаться на уровне 150% MAWP в нижней точке и принять 90% MAWP в верхней точке? Или вы можете сегментировать линию, чтобы оставаться в пределах ± 10% от 150% MAWP?).
• Окончание линии. Если тестируемая система уже была подключена к трубопроводу / сосудам выше и ниже по потоку, вам необходимо подумать, как вы собираетесь предотвратить включение этого внешнего трубопровода в тест.Если нет способа избежать испытания на запорный клапан, тогда вам потребуется контроль давления и защита от избыточного давления в подключенных системах.
• Определение точек впрыска / слива, тестирования и вентиляции. Все эти точки должны быть доступны и располагаться в каком-нибудь полезном месте. Например, если назначенная точка вентиляции находится в нижней точке системы, то будет трудно удалить газ, который может накапливаться в высоких точках.
• Заполнение системы. Любая введенная жидкость может увлечь за собой увлеченный газ.Этот газ очень сжимаем и может очень затруднить испытание на номинальную несжимаемость. Успешный тест будет предвидеть этот газ и указывать время выдержки после заполнения и частоту выпуска воздуха на этапе заполнения.
• Герметизация системы. Следует учитывать скорость нагнетания давления и минимальные температуры (как температуры окружающей среды, так и температуры жидкости), чтобы предотвратить хрупкое разрушение трубопроводов, которые в противном случае прошли бы испытание.
• Выполнение теста. Все тесты, кроме самых коротких, будут испытывать некоторое изменение температуры.Вода изменит давление примерно на 100 фунтов на кв. Дюйм / ° F
  [1241 кПа / C]. Достаточно небольшие изменения температуры вызывают значительные изменения давления. Успешный тест будет включать критерии приемки. Например, в гидростатических испытаниях, которые я разрабатываю, я указываю, что жидкость может быть удалена во время испытания, но не может быть добавлена, и что испытание считается успешным, если конечное давление превышает МДРД. Другие указывают максимальный объем, который может быть добавлен для поддержания испытательного давления. Все сводится к инженерному решению.
• Системный слив. После того, как испытательная жидкость попала в новый трубопровод, с ней следует обращаться как с промышленными отходами, поскольку почти наверняка она будет собирать масло, смазку и прокатную окалину. Вы не можете просто бросить его на землю. Кроме того, было несколько случаев, когда незакрепленные шланги болтались и травмировались. Эти риски необходимо предвидеть и минимизировать.
• Система сушки. Многие системы не будут стекать естественным образом из-за неровностей топологии трубопроводов.Обычно эту остаточную жидкость удаляют, пропуская скребки воздухом. Успешные испытания определяют, насколько сухой должна быть линия перед ее переключением на работу (например, «запускайте поролоновые скребки до тех пор, пока один из них не станет сухим», или «продуйте линию азотом при -40 ° F до тех пор, пока содержание воды на трубке Дрегера не станет равным. менее 7 фунтов / MMSCF «).
• Очистить. Испытания всегда требуют некоторой модификации системы (например, установки глухих фланцев и оборудования для наполнения), которые должны быть отменены до того, как испытание будет названо «завершенным».Успешные тесты содержат подробные списки того, что необходимо сделать, и, если есть какие-либо временные зависимости, порядок, в котором они должны быть выполнены.

Риски и стратегии снижения при статических пневматических испытаниях трубопроводов
Многие из проблем, упомянутых выше при гидростатических испытаниях, идентичны пневматическим статическим испытаниям. Некоторые немного отличаются:

• Расчеты прочности материалов для пневматических статических испытаний такие же, как и для гидростатических испытаний, указанных выше.
• Соображения по охране окружающей среды / безопасности
• При высокой концентрации энергии в газе отказ имеет риск выброса осколков с большой скоростью. Для заглубленных линий основным мусором является грязь и камни, но камни использовались в качестве снарядов с незапамятных времен. Для надземных конструкций мусором будут трубы или фитинги. Некоторые из самых разрушительных отказов связаны с запуском фланца с приварной шейкой и слепотой на сотни футов. Успешные испытания учитывают «запретные зоны» вокруг заглубленной трубы и комбинацию баррикад и запретных зон вокруг наземных сооружений.Также рассматривается возможность проведения испытаний в периоды минимальной занятости проезжей части и сооружений.
• Нормативные требования аналогичны гидростатическим испытаниям, за исключением того, что есть юрисдикции, которые имеют сильное предубеждение против пневматических статических испытаний. В таких случаях обязательно, чтобы вы выполнили соответствующую подготовительную работу, чтобы продемонстрировать, почему вы предлагаете пневматическое статическое испытание вместо гидростатического. «Удобство» или «стоимость» редко будут иметь большое значение в этом обсуждении.Вы должны продемонстрировать, что потенциальный результат гидростатического теста значительно хуже, чем потенциальный результат пневматического статического теста (например, «невозможно должным образом высушить», «точки сегментации недоступны»).
• Источник газа. Что касается газов, нас не беспокоят проблемы многофазности (например, газ в жидкости) или коррозия. Мы очень обеспокоены пригодностью газа для испытания. Если испытательной средой является сжатый воздух, то вам потребуется воздушный компрессор, который может перемещать огромные объемы при умеренном давлении в течение большей части периода заполнения, а затем меньшие объемы при высоком давлении в оставшееся время.Для азотного теста вы должны выбрать источник (например, баллоны или жидкий азот в больших объемах) и убедиться, что вы понимаете проблемы по вашему выбору (например, замена баллонов с азотом сопряжена с риском, баллоны могут опорожняться меньше по мере увеличения давления в системе азот находится в жидкой форме и должен быть нагрет перед впрыском).
• Вес жидкости не является проблемой для газа.
• Рельеф не проблема с газом
• Окончание линии.Все вопросы идентичны гидростатическим.
• Определение точек впрыска / слива, тестирования и вентиляции. Вам не нужно дегазировать газовую заливку, но вам все равно нужны точки наполнения / слива и контрольные точки.
• Заполнение системы. Температура окружающей среды и газа гораздо более важны при пневматических статических испытаниях, чем при гидростатических испытаниях. Необходимо указать и контролировать минимальную температуру окружающей среды и минимальную температуру впрыска. Кроме того, поскольку запасенная энергия при пневматическом статическом испытании намного больше, чем накопленная энергия при гидростатическом испытании, требуется указать время выдержки при определенных давлениях, чтобы позволить напряжениям уравновеситься.В ходе недавно разработанного мною испытания мы заполнили систему при давлении от 5 до 50 фунтов на квадратный дюйм с последующим 30-минутным периодом выдержки. После выдержки давление увеличивалось до 10 фунтов на квадратный дюйм / мин с 30-минутными периодами выдержки при 150 фунтах на квадратный дюйм и 450 фунтах на квадратный дюйм. Эти давления, скорости заполнения и периоды выдержки были определены путем расчета накопления напряжения.
• Герметизация системы. В конце периода заполнения система находится под давлением.
• Выполнение теста. Пневматические статические испытания гораздо меньше подвержены изменению давления из-за колебаний температуры.Из-за температурного уравновешивания испытательное давление редко значительно увеличивается или уменьшается. Как и при гидростатическом испытании, успешное испытание будет включать критерии приемки.
• Системный слив. В конце теста газ обычно выпускается в атмосферу. Что касается воздуха и азота, то при продувке большое беспокойство вызывает охлаждение трубопровода методом Джоуля-Томсона до зоны хрупкого разрушения. В упомянутом выше испытании мы указали максимальную скорость сброса давления 25 фунтов на кв. Дюйм / мин (и указали, что скорость будет определяться каждые 60 секунд).Одно существенное исключение — это тесты с товарной продукцией. Если я тестирую линию CO2 с помощью CO2, я могу оставить систему под давлением для обслуживания после теста. То же самое с испытанием линии природного газа с помощью природного газа.
• Сушка системы не является проблемой при статических пневматических испытаниях.
• Проблемы с очисткой аналогичны описанным выше гидростатическим испытаниям.

Обсуждение на профессиональных форумах об испытаниях трубопроводов

Рисунок 3 — Неисправность трубопровода в работе
(кратер ок.6 футов диаметром, 3 фута глубиной) Просмотрев 20 тем на eng-tips.com , объединенных в 324 сообщения, я обнаружил несколько интересных наблюдений:

• Не было ни одного сообщения со ссылкой на личные сведения о выходе из строя трубопровода при пневматическом испытании. Был один очень интересный пост о клапане, вышедшем из строя в ходе пневматического испытания производителя, и один о трубных катушках, не прошедших испытание на заводе. От первого лица не сообщалось о сбоях при тестировании трубопровода (был один пост, в котором респондент указал, что «он знал парня, который…», но анекдот лишь поддержал официальное расследование).
• Во всех рассмотренных мною темах было всего лишь дюжина отчетливых упоминаний об отказах при пневматических испытаниях. Ни одно из звеньев старше 2007 года все еще не действовало, но все звенья после 2007 года относились к одному из 4 отказов пневматических испытаний. В нескольких публикациях упоминались смертельные случаи, связанные с гидростатическими испытаниями. В нескольких сообщениях упоминались отказы и взрывы в системах под давлением, которые прошли через годы после статических испытаний (иногда спустя десятилетия).
• Каждый отдельный отказ пневматики с травмами / смертельным исходом может быть связан с техническим отказом (например,g., источник давления 2600 фунтов на квадратный дюйм был подключен к испытанию на 900 фунтов на квадратный дюйм без предохранительного клапана между источником очень высокого давления и испытываемым клапаном) или неспособность должным образом выполнить процедуру (например, отсутствие контроля температуры нагнетания от резервуар с жидким азотом или запуск теста с трубопроводом ниже указанной минимальной температуры окружающей среды). Каждая травма, связанная с пневматическим статическим испытанием, может быть напрямую связана с этими двумя причинами. Если надлежащие процедуры написаны и соблюдены, то отказ трубы при пневматическом испытании — это просто отказ трубы, а не поездка на машине скорой помощи.

Мои выводы из прочтения этой сосредоточенной работы таковы: (1) многие люди считают, что гидростатические испытания по своей сути безопасны и не требуют какого-либо значительного анализа; и (2) многие люди считают, что статические пневматические испытания небезопасны по своей сути и не могут быть выполнены без создания неприемлемых опасностей. Первый вывод пугает, потому что гидростатические испытания связаны со значительными рисками для человека и окружающей среды. Им можно управлять, но бесцеремонное отношение к такой массе и энергии довольно опасно.Второй вывод исключает грамотное рассмотрение действующей методики снижения рисков, связанных с гидростатическими испытаниями.

Разумно сказать, что если можно надлежащим образом управлять рисками утилизации, сушки и массы жидких испытаний, то предпочтительнее гидростатические испытания. С другой стороны, будет разумным сказать, что иногда лучший способ снизить риски гидростатических испытаний — это провести пневматические статические испытания.

Об авторе

Дэвид Симпсон, ЧП, инженер-консультант по нефтегазовой отрасли в Muleshoe Engineering .Дэвид является MVP на профессиональных форумах www.eng-tips.com и членом Гильдии инженеров-писателей .

Следуйте за Дэвидом (zdas04): http://eng-tips.com/userinfo.cfm?member=zdas04

Оптимизация эксплуатации трубопроводов для транспортировки природного газа на основе алгоритмов стохастической оптимизации: обзор

Оптимизация эксплуатации трубопроводов природного газа привлекает все большее внимание из-за таких преимуществ, как максимизация операционной экономической выгоды и объема поставки газа.В данной статье представлен обзор наиболее актуальных исследований, связанных с моделями оптимизации стационарной эксплуатации газопроводов, а также соответствующих методов решения, основанных на алгоритмах стохастической оптимизации. Существующая модель оптимизации работы трубопровода природного газа представляет собой модель смешанного целочисленного нелинейного программирования (MINLP), включающую невыпуклую допустимую область и смешивание непрерывных, дискретных и целочисленных переменных оптимизации, что представляет собой чрезвычайно сложную проблему, которую можно решить с помощью алгоритмы оптимизации.Обзор современного состояния показывает, что многие стохастические алгоритмы показывают лучшую производительность при решении таких моделей оптимизации из-за их преимуществ обработки дискретных переменных и высокой эффективности вычислений по сравнению с классическими алгоритмами детерминированной оптимизации. Резюмируется существенный прогресс, главным образом в отношении применения алгоритмов генетического алгоритма (GA), оптимизации роя частиц (PSO), оптимизации колоний муравьев (ACO), моделирования отжига (SA) и их расширений.Производительность этих алгоритмов сравнивается с точки зрения качества результатов оптимизации и эффективности вычислений. Кроме того, обсуждаются исследовательские проблемы улучшения модели оптимизации, улучшения стохастических алгоритмов, разработки технологии онлайн-оптимизации, исследования переходной оптимизации и изучения оптимизации работы интегрированной энергетической сети.

1. Введение

Природный газ — это низкоуглеродистый, чистый и высококачественный источник энергии.Статистический обзор BP сообщает, что объем мирового потребления природного газа постоянно увеличивался в среднем на 2,3% в год в течение последних десяти лет, как показано на Рисунке 1. Общее потребление газа достигло 3,54 × 10 ¹² м ³ в 2016 г. [1], на которую приходилось 25% производства первичной энергии в мире. Трубопровод является одним из наиболее важных путей транспортировки больших объемов природного газа от источников к конечным потребителям благодаря его удобству, экономичности и надежности.К концу 2017 года общая протяженность газопроводов в мире составила более 270 × 10 ⁴ км [2]. В частности, в Соединенных Штатах имеется более 210 систем трубопроводов природного газа и 198 × 10 ⁴ км трубопроводов природного газа, которые представляют собой крупнейшую сеть трубопроводов природного газа в мире.

Обычно операторы трубопроводов заботятся о трех основных задачах, а именно: объем поставки природного газа, экономическая выгода и линейный пакет, определяемый как объем природного газа, хранящийся в трубопроводе в любой момент при эксплуатации трубопровода [ 3].Объем поставки газа обычно ограничивается объемами добычи из источников газа, объемами потребления, требуемыми потребителями, максимально допустимым объемом транспортировки по трубопроводу и хранением газа на внешних объектах, таких как подземные хранилища газа. Экономическая выгода определяется расходами на закупку газа, доходом от реализации газа и стоимостью эксплуатации трубопровода. Наконец, линейный блок зависит от давления и температуры вдоль трубопровода. Целью оптимизации работы трубопровода является достижение максимального объема поставки природного газа, или достижение максимальной линейной упаковки, или достижение максимальной экономической выгоды, или достижение двух или более целей одновременно.Например, цель оптимизации может быть сформулирована как максимизация количества подаваемого газа при минимизации общего расхода топлива компрессорных станций. Однако эти две цели нелегко достичь одновременно, потому что более высокое давление необходимо для транспортировки большего количества подаваемого газа, в то время как компрессоры требуют большего расхода топлива при достижении более высоких давлений. Более высокие объемы поставки газа не обязательно означают высокие экономические выгоды. Другими словами, эти две цели противоречат друг другу.Риос-Меркадо и Борраз-Санчес [4] сделали отличный обзор различных целей оптимизации.

Схема работы газопровода обычно состоит из значений давления, температуры, количества подаваемого газа на всех источниках газа и газовых терминалах, рабочих состояний и мощности всех компрессоров и так далее. Схема работы часто разрабатывается на основе опыта оператора или с использованием метода моделирования трубопровода [4]. Существует две группы методов, широко используемых для получения оптимальных схем работы газопроводов: метод оценки схемы работы и метод математической оптимизации.Предыдущий метод выбирает лучшую схему из набора существующих и возможных схем; таким образом, результаты естественным образом ограничиваются исходными схемами-кандидатами [3]. Последний метод вычисляет оптимальную схему путем построения и решения математической модели оптимизации, которая обычно состоит из целевой функции и множества необходимых ограничений [5]. Целевая функция обычно охватывает одну или несколько целей оптимизации, как обсуждалось ранее, а ограничения ограничивают переменные оптимизации в определенных физических пределах [6–8].Очевидно, что последний способ с большей вероятностью получит более качественную схему работы по сравнению с предыдущим. Тем не менее, модель оптимизации операций уже была признана невыпуклой нелинейной задачей (НЛП), включающей линейные и нелинейные ограничения, а также уравнения равенства и неравенства [9]. Более того, если учесть количество работающих компрессоров вдоль трубопровода, модель станет более сложной моделью смешанного целочисленного NLP (MINLP). Эти особенности чрезвычайно затрудняют решение модели.Pfetsch et al. [10] сделали подробный обзор NLP для задачи оптимизации работы газопроводов.

За последние десятилетия было предложено огромное количество алгоритмов для решения задач оптимизации. Методы динамического программирования (DP), обобщенного приведенного градиента (GRG) и линейного программирования (LP) — это три типичных детерминированных метода, которые активно участвовали в решении модели оптимизации эксплуатации трубопроводов природного газа, особенно для решения проблемы минимизации топлива. проблема стоимости (MFCP) компрессоров [4].DP является наиболее успешным методом среди этих методов, поскольку он гарантирует глобальный оптимум и легко решает проблему нелинейности [5, 11]. Однако стоимость вычислений алгоритма DP возрастает экспоненциально с увеличением числа измерений проблемы. Следовательно, DP трудно распространить на крупномасштабные и сложные трубопроводные сети, включающие сотни источников газа, потребителей и трубопроводов. По сравнению с DP, метод GRG относительно хорошо решает проблему размерности и, таким образом, может применяться к крупномасштабным и сложным трубопроводным сетям [7].Однако метод GRG легко попадает в локальный оптимум из-за стратегии градиентного поиска. Многие улучшенные методы LP имеют солидную математическую основу [10] и способность находить глобальный оптимум, но они не предназначены для решения проблемы NLP. Более того, ни один из трех вышеперечисленных детерминированных методов не предназначен для решения полученной модели MINLP, связанной с некоторыми специальными задачами оптимизации трубопроводов природного газа [4].

В отличие от предыдущих детерминированных методов, некоторые недавно появившиеся алгоритмы стохастической оптимизации показали много преимуществ по сравнению с классическими детерминированными методами с точки зрения работы с крупномасштабной трубопроводной сетью и проблемой MINLP.Недавно было сообщено о ряде успешных отраслевых проектов, связанных с применением стохастических алгоритмов, в том числе применения генетического алгоритма (GA) [12, 13], оптимизации муравьиных колоний (ACO) [13], оптимизации Simulated Annealing (SA) [ 14], Оптимизация роя частиц (PSO) [15] и их расширения. Эти достижения показывают перспективные пути эффективного решения модели оптимизации эксплуатации газопроводов.

Настоящий обзор в первую очередь посвящен прогрессу в отношении моделей стационарной эксплуатации трубопроводов природного газа и связанных с ними методов решения, основанных на стохастических алгоритмах.Ниже мы кратко представим компоненты, состоящие из газопроводов и соответствующих топологий газовых сетей. Затем мы обобщили наиболее значительный прогресс в моделях оптимизации операций, включая целевые функции и ограничения. После этого мы рассмотрели известные применения алгоритмов GA, PSO, ACO, SA и других для решения задач оптимизации работы. Также представлены сравнения между стохастическими и классическими детерминированными алгоритмами оптимизации.Наконец, основные проблемы в этой области обсуждаются в Разделе 4.

2. Модель оптимальной работы газопроводов

2.1. Трубопроводы природного газа

Схема типичной системы транспортировки природного газа показана на рисунке 2, который содержит набор газопроводов для сбора газа, магистральных трубопроводов, распределительных трубопроводов, компрессорных станций и распределительных станций [16]. Газосборные трубопроводы предназначены для сбора сырого природного газа на добывающих скважинах и транспортировки газа на перерабатывающие предприятия.После удаления примесей по магистральным трубопроводам чистый природный газ транспортируется на тысячи километров от перерабатывающих заводов до городских ворот. Наконец, распределительные трубопроводы распределяют газ до конечных потребителей.

Три вышеуказанных типа трубопроводов в основном различаются в зависимости от материалов, диаметров, рабочего давления и дальности передачи. Среди них магистральные трубопроводы имеют наибольшие значения давления, диаметра и длины. Стальные магистральные трубопроводы обычно имеют диаметр от 24 до 36 дюймов и работают при давлении от 3 до 12 МПа.Из-за изменения высоты и потерь на трение вдоль трубопровода, компрессоры, установленные последовательно или параллельно, необходимы для компенсации потери давления газа. Расстояние между двумя компрессорными станциями обычно составляет от 90 до 180 км. Подсчитано, что 3–5% транспортируемого газа потребляется компрессорами, что составляет 25–50% от общего эксплуатационного бюджета трубопровода [20, 21].

На самом деле система транспортировки природного газа более сложна, чем изображенная на Рисунке 2.Магистральный трубопровод вместе с множеством ответвлений трубопровода обычно приводит к трем типам топологий трубопроводной сети: (а) линейная или ствольная, (б) древовидная или разветвленная и (в) циклическая [4]. Разумеется, метод оптимизации должен быть применим к трубопроводным сетям с любой топологией.

Метод матрицы узловых элементов — это практический способ изображения топологии трубопроводной сети. Этот метод предполагает, что трубопроводная система состоит из ряда узлов и элементов [22, 23].Элемент содержит все трубы и устройства, включая компрессоры, регуляторы, клапаны и другие объекты, а источники газа, потребители и точки соединения элементов определены как узел. Используя этот метод, топология газовой сети, включающая узлы и элементы, может быть описана матрицей.

На рис. 3 показана комбинированная древовидная и циклическая сеть газопроводов, состоящая из шести узлов, четырех труб и двух устройств (один компрессор и один клапан). Соответствующая матрица узел-элемент выражается формулой (1), где каждая строка относится к элементу, а каждый столбец представляет узел.Значения 1 и -1 в матрице относятся к восходящему и нисходящему узлам элемента соответственно. Значение 0 указывает на отсутствие связи между узлом и элементом [15, 24]. Таким образом, все элементы притока и оттока, которые соединяются с указанным узлом, могут быть найдены путем поиска фиксированного столбца результирующей матрицы узловых элементов.

Обычно трубопровод имеет два рабочих состояния: устойчивое состояние и переходное состояние. Устойчивое состояние указывает на то, что все рабочие параметры трубопровода не изменяются со временем.Напротив, переходное состояние учитывает изменение рабочих параметров во времени. Хотя реальный конвейер находится в строгом переходном состоянии [25], использование ряда установившихся состояний, а именно метода квазистационарного состояния, является практическим способом аппроксимации реальной задачи оптимизации переходных процессов [17], как показано на рисунке 4. Поэтому В этой статье мы сосредоточимся на задаче оптимизации установившейся работы.

2.2. Модель оптимизации работы

2.2.1. Целевая функция

Целевая функция представляет собой цель, которая должна быть достигнута с помощью метода оптимизации. Для оптимальной работы трубопроводов природного газа целевые функции обычно делятся на три аспекта: (а) максимизировать общую пропускную способность или максимальный объем поставки газа для конкретного потребителя, (б) максимизировать линейный пакет, определяемый как объем природного газа хранятся в трубопроводе в любой момент, и (c) максимизируют экономическую выгоду [18].

(i) Максимальное увеличение объема поставки газа .Общий объем поставки газа отражает, достаточно ли используются трубопроводы и связанные с ними объекты [15, 18]. Ограниченный планами поставки газа, объем поставки газа обычно фиксируется в определенном диапазоне. Однако, если указанный трубопровод является частью трубопроводной сети, максимальное увеличение объема поставки газа улучшит его вклад в общий объем транспортировки по всей трубопроводной сети. Таким образом, максимизация количества подаваемого газа часто рассматривается как целевая функция.Его общий вид определяется тем, где — количество поставленного газа; — общее количество узлов; — расход газа в узле th; — коэффициент; если узел является источником газа,; в противном случае, ; нижний индекс относится к индексу узла.

(ii) Максимизация линейного пакета . Количество потребляемого природного газа меняется со временем; таким образом, трубопровод также спроектирован как инструмент для краткосрочного хранения природного газа, чтобы удовлетворить пиковые потребности в газе или уменьшить колебания подачи газа.Под линейным пакетом понимается объем природного газа, хранящийся в трубопроводе в любой момент. Очевидно, что максимальное увеличение линейного пакета улучшает максимальную производительность трубопровода [18, 28]. Эта целевая функция формулируется следующим образом: где — общий объем линейной упаковки; — общее количество труб; — объем линейной пачки th трубы; нижний индекс относится к индексу трубы.

(iii) Максимизация экономической выгоды от эксплуатации . Экономическая выгода от эксплуатации определяется как разница между доходом от продажи газа и затратами, связанными с закупкой газа, эксплуатационными расходами, управлением трубопроводом и эксплуатационными расходами компрессоров [15, 29].Эта целевая функция определяется тем, где — экономическая выгода; — цена единицы продажи или покупки газа на th узле; — скорость притока / оттока в -м узле; для скорости притока устанавливается положительное значение, в противном случае

Испытание переходного давления — AAPG Wiki

Справочное руководство по геологии разработки
серии	Методы разведки
Деталь	Технологические методы производства
Глава	Испытание переходным давлением
Автор	Вт.Джон Ли
Ссылка	Веб-страница
Магазин	Магазин AAPG

Испытания на снижение и повышение давления

Информация получена в результате испытаний

Испытания на повышение и снижение давления дают возможность получить оценки следующих свойств скважины и пласта:

• Проницаемость для добываемой фазы (нефть, газ или вода), которая является средним значением в пределах радиуса исследования, достигнутым в ходе испытания.
• Скин-фактор, который является количественной мерой повреждения или воздействия в скважине.
• Текущее среднее давление в зоне дренирования исследуемой скважины
• Проверка препятствий потоку (например, неисправностей) и оценка расстояния до этих препятствий

Испытания на односкоростной поток

Испытание односкоростного потока выполняется с использованием следующей процедуры.Начните с резервуара с равномерным, стабилизированным давлением. Затем поместите прибор для измерения давления как можно ближе к перфорации. Обрабатывайте скважину со строго постоянным дебитом (управление с помощью регулируемого штуцера или другого устройства управления). Альтернативный метод для газовых скважин — измерение давления на поверхности и расчет забойного давления по результатам измерений на поверхности. Скорость, с которой давление изменяется со временем, отражает свойства пласта. Примером этого типа испытаний является одноточечный тест на производительность в газовой скважине (см. «Производственные испытания»).

Испытания на повышение давления

При испытании на повышение давления следует стабилизировать дебит в исследуемой скважине в течение нескольких дней, то есть поддерживать примерно постоянный дебит. Затем разместите прибор для измерения давления как можно ближе к перфорационным отверстиям за несколько часов до закрытия. Закройте колодец и дайте нарастить давление. Скорость нарастания давления со временем отражает свойства пласта. (Более подробную информацию о повышении давления и испытаниях потока см. В Matthews and Russell.

Оценка падения давления вдоль трубопроводов

Простейший способ перекачки жидкости в замкнутой системе из точки A в точку B — это трубопровод или труба ( Рис. 1 ).

• Рис. 1 — Система потока жидкости (любезно предоставлено AMEC Paragon).

Конструкция трубопровода

Минимальные основные параметры, необходимые для проектирования системы трубопроводов, включают, но не ограничиваются, следующим.

• Характеристики и физические свойства жидкости.
• Требуемый массовый расход (или объем) транспортируемой жидкости.
• Давление, температура и высота в точке А.
• Давление, температура и высота в точке Б.
• Расстояние между точками A и B (или длина, которую должна пройти жидкость) и эквивалентная длина (потери давления), вносимые клапанами и фитингами.

Эти основные параметры необходимы для проектирования системы трубопроводов.Предполагая установившийся поток, существует ряд уравнений, основанных на общем уравнении энергии, которые можно использовать для проектирования системы трубопроводов. Переменные, связанные с флюидом (например, жидкость, газ или многофазность), влияют на поток. Это приводит к выводу и развитию уравнений, применимых к конкретной жидкости. Хотя конструкция трубопроводов и трубопроводов может быть сложной, подавляющее большинство проектных проблем, с которыми сталкивается инженер, можно решить с помощью стандартных уравнений потока.

Уравнение Бернулли

Основным уравнением, разработанным для представления установившегося потока жидкости, является уравнение Бернулли, которое предполагает, что полная механическая энергия сохраняется для установившегося, несжимаемого, невязкого, изотермического потока без теплопередачи или работы. Эти ограничительные условия могут быть характерны для многих физических систем.

Уравнение указано как
(уравнение 1)
где

Z	=	напор, фут,
П	=	давление, psi,
ρ	=	плотность, фунт / фут 3 ,
В	=	скорость, фут / сек,
г	=	гравитационная постоянная, фут / сек 2 ,
и
H L	=	потеря напора, фут.

На рис. 2 представлена ​​упрощенная графическая иллюстрация уравнения Бернулли.

• Рис. 2 — Набросок четырех уравнений Бернулли (любезно предоставлено AMEC Paragon).

Уравнение Дарси дополнительно выражает потерю напора как
(уравнение 2)
и
(уравнение 3)
, где

H L	=	потеря напора, фут,
f	=	Коэффициент трения по Муди, безразмерный,
л	=	длина трубы, фут,
D	=	диаметр трубы, фут,
В	=	скорость, фут / сек,
г	=	гравитационная постоянная фут / сек 2 ,
Δ P	=	перепад давления, psi,
ρ	=	плотность, фунт / фут 3 ,
и
д	=	внутренний диаметр трубы, дюйм

Число Рейнольдса и коэффициент трения Муди

Число Рейнольдса — это безразмерный параметр, который полезен для характеристики степени турбулентности в режиме потока и необходим для определения коэффициента трения Муди. Он выражается как
(уравнение 4)
, где

ρ	=	плотность, фунт / фут 3 ,
D	=	внутренний диаметр трубы, фут,
В	=	скорость потока, фут / сек,
и
мкм	=	вязкость, фунт / фут-сек.

Число Рейнольдса для жидкостей может быть выражено как
(уравнение 5)
где

мкм	=	вязкость, сП,
д	=	внутренний диаметр трубы, дюйм,
SG	=	удельный вес жидкости по отношению к воде (вода = 1),
Q л	=	Расход жидкости, Б / Д,
и
В	=	скорость, фут / сек.

Число Рейнольдса для газов может быть выражено как
(уравнение 6)
где

мкм	=	вязкость, сП,
д	=	внутренний диаметр трубы, дюйм,
S	=	удельный вес газа при стандартных условиях по отношению к воздуху (молекулярная масса делится на 29),
и
Q г	=	Расход газа, млн.куб. Фут / сут.

Коэффициент трения Муди, f , выраженный в предыдущих уравнениях, является функцией числа Рейнольдса и шероховатости внутренней поверхности трубы и определяется как Рис. 3 . На коэффициент трения Moody влияет характеристика потока в трубе. Для ламинарного потока, где Re <2000, протекающая жидкость перемешивается слабо, а скорость потока параболическая; Коэффициент трения Moody выражается как f = 64 / Re.Для турбулентного потока, где Re> 4000, происходит полное перемешивание потока, и скорость потока имеет однородный профиль; f зависит от Re и относительной шероховатости (Є / D ). Относительная шероховатость — это отношение абсолютной шероховатости, Є, показателя дефектов поверхности к внутреннему диаметру трубы, D . Таблица 9.1. перечисляет абсолютную шероховатость для нескольких типов материалов труб.

• Рис. 3 — Таблица коэффициента трения (любезно предоставлено AMEC Paragon).

Если вязкость жидкости неизвестна, рис. 4 может использоваться для вязкости сырой нефти, фиг. 5 для эффективной вязкости смесей сырая нефть / вода и фиг. 6 для вязкость природного газа. При использовании некоторых из этих цифр необходимо использовать соотношение между вязкостью в сантистоксах и вязкостью в сантипуазах
(уравнение 7)
где

γ	=	кинематическая вязкость, сантистокс,
ϕ	=	абсолютная вязкость, сП,
и
SG	=	удельный вес.

• Рис. 4 — Стандартные графики вязкости / температуры для жидких нефтепродуктов (любезно предоставлены ASTM).

• Рис. 5 — Эффективная вязкость смеси масло / вода (любезно предоставлено AMEC Paragon).

• Рис. 6 — Вязкость углеводородного газа в зависимости от температуры (любезно предоставлено Western Supply Co.).

Падение давления для потока жидкости

Общее уравнение

Ур.3 можно выразить через внутренний диаметр трубы (ID), как указано ниже.
(уравнение 8)
где

д	=	внутренний диаметр трубы, дюйм,
f	=	Коэффициент трения по Муди, безразмерный,
л	=	длина трубы, фут,
Q л	=	Расход жидкости, Б / Д,
SG	=	удельный вес жидкости по отношению к воде,
и
Δ P	=	перепад давления, фунт / кв. Дюйм (полное падение давления).

Уравнение Хазена Вильямса

Уравнение Хазена-Вильямса, которое применимо только для воды в турбулентном потоке при 60 ° F, выражает потерю напора как
(уравнение 9)
, где

H L	=	потеря напора из-за трения, фут,
л	=	длина трубы, фут,
С	=	коэффициент трения постоянный, безразмерный ( таблица 2 ),
д	=	внутренний диаметр трубы, дюйм,
Q л	=	Расход жидкости, Б / Д,
и
галлонов в минуту	=	Расход жидкости, гал / мин.

Падение давления можно рассчитать по
(уравнение 10)

Падение давления для потока газа

Общее уравнение

Общее уравнение для расчета расхода газа указано как
(Ур.11)
где

w	=	расход, фунт / сек,
г	=	ускорение свободного падения, 32,2 фут / сек 2 ,
A	=	площадь поперечного сечения трубы, фут 2 ,
V 1 ‘	=	удельный объем газа на входе, фут 3 / фунт,
f	=	коэффициент трения, безразмерный,
л	=	длина, фут,
D	=	диаметр трубы, фут,
П 1	=	давление на входе, фунт / кв. Дюйм,
и
П 2	=	давление на выходе, фунт / кв.

Допущения: работа не выполняется, поток установившийся и f = постоянный как функция длины.

Упрощенное уравнение

Для практических целей трубопровода, Ур. 11 можно упростить до
(уравнение 12)
, где

П 1	=	давление на входе, фунт / кв. Дюйм,
П 2	=	давление на выходе, psia,
S	=	удельный вес газа,
Q г	=	Расход газа, млн.куб. Фут / сут,
Z	=	коэффициент сжимаемости газа, безразмерный,
Т	=	температура протока, ° R,
f	=	Коэффициент трения по Муди, безразмерный,
д	=	ID трубы, дюйм.,
и
л	=	длина, фут.

Коэффициент сжимаемости Z для природного газа можно найти в рис. 7 .

• Рис. 7 — Сжимаемость низкомолекулярных природных газов (любезно предоставлено Natl. Gas Processors Suppliers Assn.).

Для расчета расхода газа в трубопроводах можно использовать три упрощенных производных уравнения:

• Уравнение Веймута
• Уравнение Панхандла
• Уравнение Шпицгласа

Все три эффективны, но точность и применимость каждого уравнения попадают в определенные диапазоны расхода и диаметра трубы.Далее формулируются уравнения.

Уравнение Веймута

Это уравнение используется для потоков с высоким числом Рейнольдса, где коэффициент трения Муди является просто функцией относительной шероховатости.
(уравнение 13)
где

Коэффициент сжимаемости для газа

Q г	=	Расход газа, млн.куб. Фут / сут,
д	=	внутренний диаметр трубы, дюйм,
П 1	=	давление на входе, фунт / кв. Дюйм,
П 2	=	давление на выходе, psia,
л	=	длина, фут,
Т 1	=	температура газа на входе, ° R,
S	=	удельный вес газа,
и
Z	=	, безразмерный.

Уравнение Panhandle

Это уравнение используется для потоков с умеренным числом Рейнольдса, где коэффициент трения Муди не зависит от относительной шероховатости и является функцией числа Рейнольдса в отрицательной степени.
(уравнение 14)
где

КПД Коэффициент сжимаемости для газа

E	=	(новая труба: 1,0; хорошие условия эксплуатации: 0,95; средние условия эксплуатации: 0,85),
Q г	=	Расход газа, млн.куб. Фут / сут,
д	=	ID трубы, дюйм.,
П 1	=	давление на входе, фунт / кв. Дюйм,
П 2	=	давление на выходе, psia,
L м	=	длина, миль,
Т 1	=	температура газа на входе, ° R,
S	=	удельный вес газа,
и
Z	=	, безразмерный.

Уравнение шпицгласа

(уравнение 15)
где

Q г	=	Расход газа, млн.куб. Фут / сут,
Δ h W	=	потеря давления, дюймов водяного столба,
и
д	=	ID трубы, дюйм.

Допущения:

f	=	(1+ 3,6 / д + 0,03 г) (1/100),
Т	=	520 ° R,
П 1	=	15 фунтов / кв. Дюйм,
Z	=	1.0,
и
Δ P	=	<10% от P 1.

Применение формул

Как обсуждалось ранее, существуют определенные условия, при которых различные формулы более применимы. Далее дается общее руководство по применению формул.

Упрощенная формула газа

Эта формула рекомендуется для большинства расходных приложений общего назначения.

Уравнение Веймута

Уравнение Веймута рекомендуется для труб меньшего диаметра (обычно 12 дюймов.и менее). Он также рекомендуется для сегментов меньшей длины (<20 миль) в производственных батареях и для ответвлений сборных линий, приложений среднего и высокого давления (от +/– 100 фунтов на кв. Дюйм до> 1000 фунтов на кв. Дюйм) и высоких чисел Рейнольдса.

Уравнение Panhandle

Это уравнение рекомендуется для труб большего диаметра (12 дюймов и больше). Он также рекомендуется для протяженных участков трубопровода (> 20 миль), таких как магистральные газопроводы, и для умеренных чисел Рейнольдса.

Уравнение шпицгласа

Уравнение Spitzglass рекомендуется для вентиляционных линий низкого давления диаметром <12 дюймов (Δ P <10% от P ₁ ).

Инженер-нефтяник обнаружит, что общее уравнение газа и уравнение Веймута очень полезны. Уравнение Веймута идеально подходит для проектирования ответвлений и магистральных трубопроводов в промысловых системах сбора газа.

Многофазный поток

Режимы потока

Жидкость из ствола скважины в первую часть производственного оборудования (сепаратор) обычно представляет собой двухфазный поток жидкость / газ.

Характеристики горизонтальных многофазных режимов потока показаны на Рис. 8 . Их можно описать следующим образом:

• Пузырьки: Возникает при очень низком соотношении газ / жидкость, когда газ образует пузырьки, которые поднимаются к верху трубы.
• Пробка: Возникает при более высоком соотношении газ / жидкость, когда пузырьки газа образуют пробки среднего размера.
• Стратифицированный: По мере увеличения соотношения газ / жидкость пробки становятся длиннее, пока газ и жидкость не потекут в отдельные слои.
• Волнистый: По мере дальнейшего увеличения соотношения газ / жидкость энергия текущего газового потока вызывает волны в текущей жидкости.
• Пробка: По мере увеличения соотношения газ / жидкость высота волны жидкости увеличивается до тех пор, пока гребни не соприкасаются с верхней частью трубы, создавая пробки жидкости.
• Распылитель: При чрезвычайно высоких соотношениях газ / жидкость жидкость диспергируется в потоке газа.

• Фиг.8 — Двухфазный поток в горизонтальном потоке (любезно предоставлен AMEC Paragon).

Рис. 9 ^[1] показывает различные режимы потока, которые можно ожидать при горизонтальном потоке, в зависимости от приведенных скоростей потока газа и жидкости. Поверхностная скорость — это скорость, которая существовала бы, если бы другая фаза отсутствовала.

• Рис. 9 — Карта горизонтального многофазного потока (по Гриффиту). ^[1]

Многофазный поток в вертикальной и наклонной трубе ведет себя несколько иначе, чем многофазный поток в горизонтальной трубе.Характеристики режимов вертикального течения показаны в Рис. 10 и описаны ниже.

• Рис. 10 — Схема двухфазного потока в вертикальном потоке (любезно предоставлено AMEC Paragon).

Пузырь

Если соотношение газ / жидкость небольшое, газ присутствует в жидкости в виде маленьких случайно распределенных пузырьков переменного диаметра. Жидкость движется с довольно равномерной скоростью, в то время как пузырьки движутся вверх через жидкость с разными скоростями, которые определяются размером пузырьков.За исключением общей плотности композитной жидкости, пузырьки мало влияют на градиент давления.

Пробковый поток

По мере увеличения соотношения газ / жидкость высота волны жидкости увеличивается до тех пор, пока гребни не соприкасаются с верхом трубы, создавая пробки жидкости.

Переходный поток

Текучая среда переходит из непрерывной жидкой фазы в непрерывную газовую фазу. Жидкие пробки практически исчезают и уносятся в газовую фазу.Влияние жидкости по-прежнему значимо, но преобладает влияние газовой фазы.

Кольцевой поток тумана

Газовая фаза является непрерывной, и основная часть жидкости увлекается газом. Жидкость смачивает стенку трубы, но влияние жидкости минимально, поскольку газовая фаза становится контролирующим фактором. Рис. 11 ^[2] показывает различные режимы потока, которые можно ожидать при вертикальном потоке, в зависимости от приведенных скоростей потока газа и жидкости.

• Рис. 11 — Карта вертикального многофазного потока (по Taitel и др. ). ^[2]

Двухфазный перепад давления

Расчет перепада давления в двухфазном потоке очень сложен и основан на эмпирических соотношениях для учета фазовых изменений, которые происходят из-за изменений давления и температуры вдоль потока, относительных скоростей фаз и сложных эффектов возвышения. изменения. Таблица 3 перечисляет несколько коммерческих программ, которые доступны для моделирования перепада давления. Поскольку все они в какой-то степени основаны на эмпирических отношениях, их точность ограничена наборами данных, на основе которых были построены отношения. Нет ничего необычного в том, что измеренные перепады давления в поле отличаются на ± 20% от рассчитанных по любой из этих моделей.

Упрощенная аппроксимация падения давления на трение для двухфазного потока

Ур.16 предоставляет приближенное решение для потери давления на трение в задачах двухфазного потока, которое соответствует заявленным допущениям.
(уравнение 16)
где

Δ P	=	падение давления на трение, psi,
f	=	Коэффициент трения по Муди, безразмерный,
л	=	длина, фут,
Вт	=	расход смеси, фунт / час,
ρ M	=	Плотность смеси, фунт / фут 3 ,
и
д	=	ID трубы, дюйм.

Формула расхода смеси:
(уравнение 17)
где

Q г	=	Расход газа, млн.куб. Фут / сут,
Q L	=	Расход жидкости, Б / Д,
S	=	удельный вес газа при стандартных условиях, фунт / фут 3 (воздух = 1),
и
SG	=	удельный вес жидкости по отношению к воде, фунт / фут 3 .

Плотность смеси определяется по формуле
(уравнение 18)
, где

п.	=	рабочее давление, psia,
R	=	соотношение газ / жидкость, футы 3 / баррель,
Т	=	рабочая температура, ° Р,
SG	=	удельный вес жидкости по отношению к воде, фунт / фут 3 ,
S	=	удельный вес газа при стандартных условиях, фунт / фут 3 (воздух = 1),
и
Z	=	коэффициент сжимаемости газа, безразмерный.

Формула применима, если выполняются следующие условия:

• Δ P меньше 10% входного давления.
• Пузырь или туман.
• Нет перепадов высот.
• Нет необратимой передачи энергии между фазами.

Падение давления из-за перепада высоты

Есть несколько примечательных характеристик, связанных с падением давления из-за перепадов высоты в двухфазном потоке.Характеристики потока, связанные с изменениями высоты, включают:

• В нисходящих трубопроводах поток становится расслоенным, поскольку жидкость течет быстрее газа.
• Глубина слоя жидкости регулируется в зависимости от статического напора и равна падению давления на трение.
• Нет восстановления давления в нисходящей линии.
• При низком расходе газа / жидкости поток на участках подъема может быть «полным» жидкостью при малых расходах. Таким образом, при низких расходах полное падение давления представляет собой сумму падений давления для всех подъемов.
• При увеличении расхода газа общий перепад давления может уменьшиться, поскольку жидкость удаляется с участков подъема.

Падение давления при низких расходах, связанное с изменением высоты подъема, можно аппроксимировать с помощью Eq. 19 .
(уравнение 19)
где

Δ P Z	=	Падение давления из-за увеличения высоты сегмента, psi,
SG	=	удельный вес жидкости в сегменте по отношению к воде,
и
Δ Z	=	увеличение по высоте сегмента, фут.

Общее падение давления затем можно приблизительно определить как сумму падений давления для каждого участка подъема.

Падение давления из-за клапанов и фитингов

Одним из наиболее важных параметров, влияющих на падение давления в трубопроводных системах, является потеря давления в фитингах и клапанах, встроенных в систему. Для трубопроводных систем на производственных объектах падение давления через арматуру и клапаны может быть намного больше, чем на прямом участке самой трубы.В протяженных трубопроводных системах падение давления через арматуру и клапаны часто можно не учитывать.

Коэффициенты сопротивления

Потери напора в клапанах и фитингах могут быть рассчитаны с коэффициентами сопротивления как
(уравнение 20)
где

H L	=	потеря напора, фут,
K r	=	коэффициент сопротивления, безразмерный,
D	=	внутренний диаметр трубы, фут,
и
В	=	скорость, фут / сек.

Общая потеря напора представляет собой сумму всех K _r V ² /2 g .

Коэффициенты сопротивления K _r для отдельных клапанов и фитингов приведены в табличной форме в ряде отраслевых публикаций. Большинство производителей публикуют табличные данные для всех размеров и конфигураций своей продукции. Одним из лучших источников данных является Crane Flow of Fluids , технический документ No.410. ^[3] Ассоциация поставщиков переработчиков природного газа. (NGPSA) Технические данные ^[4] и Cameron Hydraulic Data Book ^[5] компании Ingersoll-Rand также являются хорошими источниками справочной информации. Некоторые примеры коэффициентов сопротивления приведены в Таблицах 4 и 5 .

Коэффициенты расхода

Коэффициент расхода для жидкостей, C _V , определяется экспериментально для каждого клапана или фитинга как расход воды в галлонах / мин при 60 ° F для перепада давления через фитинг на 1 фунт / кв. Дюйм.Взаимосвязь между коэффициентами расхода и сопротивления может быть выражена как
(уравнение 21)
В любом фитинге или клапане с известным C _V падение давления может быть рассчитано для различных условий потока и жидкости. свойства с экв. 22 .
(уравнение 22)
где

Q L	=	Расход жидкости, Б / Д,
и
SG	=	плотность жидкости относительно воды.

Опять же, CV опубликован для большинства клапанов и фитингов и может быть найден в Crane Flow of Fluids, ^[3] Engineering Data Book, ^[4] Cameron Hydraulic Data Book, ^[5] , а также технические данные производителя.

Эквивалентные длины

Потери напора, связанные с клапанами и фитингами, также можно рассчитать, рассматривая эквивалентные «длины» сегментов трубы для каждого клапана и фитинга. Другими словами, рассчитанная потеря напора, вызванная прохождением жидкости через задвижку, выражается как дополнительная длина трубы, которая добавляется к фактической длине трубы при расчете падения давления.

Все эквивалентные длины, обусловленные клапанами и фитингами внутри сегмента трубы, должны быть сложены вместе для вычисления падения давления для сегмента трубы. Эквивалентную длину, L _e , можно определить из коэффициента сопротивления K _r и коэффициента расхода C _V , используя следующие формулы.
(уравнение 23)

(уравнение 24)
и
(уравнение.25)
где

К r	=	коэффициент сопротивления, безразмерный,
D	=	диаметр трубы, фут,
f	=	Коэффициент трения по Муди, безразмерный,
д	=	внутренний диаметр трубы, дюймы,
и
C V	=	Коэффициент расхода жидкостей, безразмерный.

В таблице 6 показаны эквивалентные длины труб для различных клапанов и фитингов для ряда стандартных размеров труб.

Номенклатура

Z	=	напор, фут,
П	=	давление, psi,
ρ	=	плотность, фунт / фут 3 ,
В	=	скорость, фут / сек,
г	=	гравитационная постоянная, фут / сек 2 ,
H L	=	потеря напора, фут.
f	=	Коэффициент трения по Муди, безразмерный,
л	=	длина трубы, фут,
D	=	диаметр трубы, фут,
Δ P	=	перепад давления, psi,
мкм	=	вязкость, фунт / фут-сек.
SG	=	удельный вес жидкости по отношению к воде (вода = 1),
Q л	=	Расход жидкости, Б / Д,
S	=	удельный вес газа при стандартных условиях по отношению к воздуху (молекулярная масса делится на 29),
Q г	=	Расход газа, млн.куб. Фут / сут.
γ	=	кинематическая вязкость, сантистокс,
ϕ	=	абсолютная вязкость, сП
Q л	=	Расход жидкости, Б / Д,
w	=	расход, фунт / с
П 1	=	давление на входе, фунт / кв. Дюйм
П 2	=	давление на выходе, фунт / кв.
Δ h W	=	потеря давления, дюймов водяного столба,
Вт	=	расход смеси, фунт / час,
ρ M	=	Плотность смеси, фунт / фут 3
P	=	рабочее давление, psia,
R	=	соотношение газ / жидкость, футы 3 / баррель,
Т	=	рабочая температура, ° Р,
Δ P Z	=	Падение давления из-за увеличения высоты сегмента, psi,
Δ Z	=	увеличение по высоте сегмента, фут.
H L	=	потеря напора, фут,
K r	=	коэффициент сопротивления, безразмерный
C V	=	Коэффициент расхода жидкостей, безразмерный.
K r	=	коэффициент сопротивления, безразмерный,

Ссылки

1. ↑ ^{1.0 1,1} Гриффит П. 1984. Многофазный поток в трубах. J Pet Technol 36 (3): 361-367. SPE-12895-PA. http://dx.doi.org/10.2118/12895-PA.
2. ↑ ^{2,0 2,1} Taitel, Y., Bornea, D., and Dukler, A.E. 1980. Моделирование переходов режимов течения для устойчивого восходящего газожидкостного потока в вертикальных трубах. Айше Дж. 26 (3): 345-354. http://dx.doi.org/10.1002/aic.6304.
3. ↑ ^{3,0 3,1} Крановый поток жидкостей, Технический документ № 410.1976 г. Нью-Йорк: Crane Manufacturing Co.
4. ↑ ^{4,0 4,1} Сборник технических данных, девятое издание. 1972. Талса, Оклахома: Ассоциация поставщиков переработчиков природного газа.
5. ↑ ^{5,0 5,1} Westway, C.R. и Лумис, A.W. изд. 1979. Cameron Hydraulic Data Book, шестнадцатое издание. Озеро Вудклифф, Нью-Джерси: Ингерсолл-Рэнд.

Интересные статьи в OnePetro

Используйте этот раздел, чтобы перечислить статьи в OnePetro, которые читатель, желающий узнать больше, обязательно должен прочитать

Внешние ссылки

Используйте этот раздел для предоставления ссылок на соответствующие материалы на других веб-сайтах, кроме PetroWiki и OnePetro.

См. Также

Трубопроводы и трубопроводные системы

Трубопроводы

Очистка трубопровода

Соображения и стандарты проектирования трубопроводов

PEH: Трубопроводы и трубопроводы

Пределы давления в трубопроводе

Область применения

В этом документе подробно описывается, как термин «Безопасный рабочий предел» (SOL) в Правилах безопасности трубопроводов 1996 г. (PSR) и термин «Максимально допустимое рабочее давление» (MAOP) в Руководящем документе PSR (L82) переводятся в термины давления, используемые в признанных стандартах для Британский сектор, как на суше, так и на море.

Параметры SOL трубопровода могут быть указаны с точки зрения максимального рабочего давления, а также максимальной и минимальной температуры. В некоторых случаях SOL также учитывает такие факторы, как скорость жидкости и любые ограничения, установленные для состава жидкости. В этом документе рассматривается только давление SOL.

Также важно отметить, что определение безопасного рабочего предела давления в трубопроводе (SOL) может варьироваться в зависимости от признанных стандартов / правил трубопроводов. Это приемлемо при условии, что SOL установлен в соответствии с признанными стандартами проектирования / правилами, принятыми для трубопровода, и в соответствии с указаниями, приведенными ниже.

Справочная информация — Руководство PSR и PSR

Правило 11

PSR гласит, что оператор трубопровода должен гарантировать, что жидкость не будет транспортироваться по трубопроводу, если не установлены точки SOL в трубопроводе, и что трубопровод не будет эксплуатироваться за пределами своих SOL.

В параграфе 52 руководящего документа L82 указано, что оператор трубопровода должен гарантировать, что трубопровод эксплуатируется в пределах SOL.

График 5 PSR определяет как событие, подлежащее уведомлению, изменения в SOL.

В пункте 199 инструктивного документа L82 указано, что изменения в MAOP подлежат уведомлению. MAOP используется HSE для целей планирования землепользования.

Примечание: SOL для давления и MAOP не одно и то же

Признанные стандарты допускают короткие скачки давления выше МАОП. Таким образом, трубопровод может в течение ограниченного периода времени видеть давления, превышающие MAOP, и при этом оставаться в коде. Таким образом, SOL, выше которого давление не должно подниматься ни при каких обстоятельствах, выше, чем MAOP.

L82 параграф 54 может быть истолкован как подразумевающий, что MAOP совпадает с SOL. По указанным выше причинам это неверная интерпретация. Предполагается, что этот параграф будет переработан после пересмотра руководства.

Уведомления PSR

SOL должен быть уведомлен в соответствии с правилом 20, приложение 4 PSR и правилом 22, приложение 5.

Кроме того, в параграфе 199 L82 указано, что изменения в MAOP также подлежат уведомлению в соответствии с PSR.

PSR SOL и эквиваленты MAOP в признанных стандартах

	ПСР СОЛ	ПСР МАОП
BS EN 14161	MAOP + 10%	MAOP
BS EN 1594	MIP	СС
BS PD 8010 Часть 1	Не определено в спецификации	MAOP
IGE / TD / 1	MIP	СС
ИГЭ / ТД / 3	MIP	СС
ИГЭ / ТД / 13	MIP	СС
BS PD 8010 Часть 2	Мин. MAOP + 10%	MAOP
DNV-OS-F101	MIP	MAOP
API 17B + API 17J	Не определено в спецификации	Не определено в спецификации

Примечание:

• MAOP — Максимально допустимое рабочее давление
• MIP — Максимальное побочное давление
• MOP — максимальное рабочее давление

Европейский гармонизированный стандарт: BS EN 14161: Нефтяная и газовая промышленность — Трубопроводные транспортные системы

Стандарт включает следующие определения

• Максимально допустимое рабочее давление (MAOP) = максимальное давление, при котором трубопроводная система может работать.Не должно быть превышено в устойчивых условиях.
• Внутреннее расчетное давление = максимальное внутреннее давление, на которое рассчитан трубопровод. (равно или больше MAOP)

Случайные давления выше MAOP из-за, например, скачков или отказа оборудования для регулирования давления, допустимы при условии, что они имеют ограниченную частоту и продолжительность и не превышают MAOP более чем на 10%. Это эквивалентно PSR SOL.

Европейский гармонизированный стандарт: BS EN 1594: Системы газоснабжения — Трубопроводы для максимального рабочего давления более 16 бар — Функциональные требования

Стандарт включает следующие определения

• Расчетное давление — давление, на котором основаны проектные расчеты.
• Случайное давление — давление, случайно возникающее в системе, при котором срабатывает предохранительное устройство.
• Максимальное случайное давление (MIP) — максимальное давление, которое газовая система может испытывать в течение короткого времени, ограниченное устройствами безопасности.
• Максимальное рабочее давление (MOP) — максимальное давление, при котором система может непрерывно работать в нормальных условиях. Рабочее давление (OP) — давление при нормальных условиях эксплуатации.

При работе при MOP или около него MOP может быть превышено не более чем на 2,5%, чтобы приспособиться к изменениям устройств регулирования давления.

Случайные давления допустимы, если существуют системы, автоматически ограничивающие превышение до 15% выше MOP. Это МИП. MOP не должен превышаться дольше, чем это строго необходимо для проверки неисправности и возврата к нормальным рабочим условиям.

Примечание: MIP согласно BS EN 1594 может составлять максимум MOP + 15%.В TD1 это может быть максимум MOP + 10%.

Британский стандартный свод правил для трубопроводов: BS PD 8010 Часть 1: Стальные трубопроводы на суше

Стандарт включает следующие определения

• Расчетное давление (DP) = давление, на котором основаны критерии проектирования
• Случайное давление = уровень случайного давления, при котором срабатывают предохранительные устройства
• Максимально допустимое рабочее давление (MAOP).
• Рабочее давление (OP).
• Пульсирующее давление = импульсное давление, вызванное насосами, работой клапана и т. Д. Для жидкостных или многофазных линий.

Случайное давление определяется как уровень случайно возникающего давления, при котором срабатывают предохранительные устройства. Следовательно, оно может быть превышено, когда предохранительное устройство срабатывает так, что меньше максимального случайного давления, определенного рекомендациями IGEM. Следовательно, это меньше, чем требуется согласно PSR.

Пульсирующее давление — это максимальное давление, вызванное максимальным давлением, вызванным:

1. быстрое закрытие арматуры при работе трубопровода;
2. отключений и перезапусков насоса;
3. вакуумных полостей в трубопроводе;
4. обратных операций;
5. комбинация вышеперечисленного, обычно вызванная неправильной работой

К жидкостным и многофазным линиям прилагается импульсное давление.Неограниченное пульсирующее давление — это максимум комбинации пульсирующего давления жидкости при максимальных рабочих условиях и давления напора при останове насоса.

Пульсирующее давление в целом аналогично переходному давлению, определенному в PD BS 8010, часть 2. Таким образом, можно принять, что минимальное значение PSR SOL составляет MAOP + 10% согласно PD BS 8010, часть 2.

IGE / TD / 1: Стальные трубопроводы для транспортировки газа под высоким давлением (трубопроводы с давлением более 16 бар)

Стандарт включает следующие определения

• MIP — максимальное случайное давление
• PLOP — максимальное рабочее давление
• MOP — максимальное рабочее давление

MIP обычно составляет MOP + 10%.Экскурсии между PLOP и MOP разрешены, если они не длятся более 5 часов сверх MOP в любое время или более 20 часов в течение любого текущего года.

Если MOP больше или равно 75 бар изб., То для национальных энергосистем MIP составляет MOP + 6%.

PLOP составляет MOP + 2,5% и покрывает колебания давления для систем с регулируемым давлением с заданным значением MOP.

IGE / TD / 3: Стальные и полиэтиленовые трубопроводы для распределения газа — (трубопроводы не более 16 бар)

Стандарт включает следующие определения:

• MIP — максимальное случайное давление
• PLOP — максимальное рабочее давление
• MOP — максимальное рабочее давление

Это те же определения, что и в TD1 и TD 13.

IGE / TD / 13: Установки регулирования давления для систем передачи и распределения

Стандарт включает следующие определения:

• STP — испытательное давление
• MIP — максимальное случайное давление
• SP Nom 3 — уставка ПЗК
• TOP — временное рабочее давление
• SP Nom 2 — регулятор контроля уставки
• PLOP — максимальное рабочее давление
• MOP — максимальное рабочее давление.
• SP Nom 1 — уставка активного регулятора может равняться MOP
• OP — рабочее давление

Если MOP> 7 бар изб., То

PLOP — MOP + 2,5%
TOP — MOP + 5%
MIP — MOP + 10%

Зазор давления SP Nom 2 до TOP — это класс точности регулятора (AC)

Зазор давления SP Nom 3 до MIP — группа точности ПЗК (AG)

Британский стандартный свод правил для трубопроводов: BS PD 8010 Часть 2: Подводные трубопроводы

Стандарт включает те же определения, что и BS PD 8010 Часть 1, с добавлением

• Переходное давление = колебание давления, вызванное нарушением стационарного расхода

Переходное давление определяется как колебание давления, создаваемое нарушением установившегося режима потока в трубопроводе.Утверждается, что переходное давление обычно вызывается работой клапана, запуском или отключением насоса или колебаниями регулирующего клапана и неточностями уставок прибора, и что переходное давление может превышать MAOP, но не более чем на 10%. Это дает минимальное значение для PSR SOL как MAOP + 10%.

Норвежский морской стандарт: DNV-OS-F101: подводные трубопроводные системы

Стандарт включает следующие определения:

• MIP — Максимальное случайное давление
• MAIP — Максимально допустимое случайное давление
• MAOP — Максимально допустимое рабочее давление

MAIP — это максимальное давление, при котором трубопроводная система должна работать во время аварийных ситуаций (т.

No related posts.