Контрольная опрессовка наружных и внутренних газопроводов: Какова норма контрольной опрессовки наружных газопроводов всех давлений? | Сруб Всем! — Строительство деревянных домов из бревна, бруса и бревен

Содержание

Контрольная опрессовка (КО) — СтудИзба

Контрольная опрессовка (КО).

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:

Люди также интересуются этой лекцией: Лекция 1.

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.

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:

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

Норма контрольной опрессовки наружных газопроводов всех давлений:

Ответы Ростехнадзора по промышленной безопасности на экзаменационные вопросы, для подготовки руководителей и специалистов организаций, работающих на опасных производственных объектах, поднадзорных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору, к аттестации на Едином портале тестирования по блоку — Б.7.1. Эксплуатация систем газораспределения и газопотребления. Правильные ответы на аттестационные вопросы 2020 года, на сайте

Олимпокс ПРО, сопровождаются пояснением из нормативной документации по которым составлены тесты Ростехнадзора и Олимпокс.

Правильный ответ выделен зеленым цветом.

Норма контрольной опрессовки наружных газопроводов всех давлений:

• Величина давления воздуха (инертного газа) при опрессовке 0,01 МПа. падение давления не должно превышать 0,0006 МПа за 1 час

• Величина давления воздуха (инертного газа) при опрессовке 0,02 МПа. падение давления не должно превышать 0,0001 МПа за 1 час

• Величина давления воздуха (инертного газа) при опрессовке 0,02 МПа. падение давления не должно превышать 0,0006 МПа за 1 час

• Величина давления воздуха (инертного газа) при опрессовке 0,01 МПа. падение давления не должно превышать 0,0001 МПа за 1 час

Выдержка из нормативной документации:

Приказ Ростехнадзора от 15.11.2013 N 542 «Об утверждении федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления»

159. Наружные газопроводы всех давлений подлежат контрольной опрессовке давлением 0,02 мегапаскаля. Падение давления не должно превышать 0,0001 мегапаскаля за один час.

Наружные газопроводы с давлением природного газа до 0,005 мегапаскаля включительно с гидрозатворами подлежат контрольной опрессовке давлением 0,004 мегапаскаля. Падение давления не должно превышать 0,00005 мегапаскаля за десять минут.

Внутренние газопроводы промышленных, сельскохозяйственных и других производств, котельных, а также оборудование и газопроводы ГРП (ГРПБ), ШРП и ГРУ подлежат контрольной опрессовке давлением 0,01 мегапаскаля. Падение давления не должно превышать 0,0006 мегапаскаля за один час.

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

Пройти онлайн тестирование и подготовку к аттестации в Ростехнадзоре для руководителей и специалистов ОПО по блоку Б7. Требования промышленной безопасности на объектах газораспределения и газопотребления

, можно на сайтах Тест 24.ру и специализированном сайте для специалистов Промбез 24. Для прохождения тестирования не требуется регистрация, все тесты с изменениями 2020 год по курсам — Б 7.1, Б 7.2, Б 7.6, Б 7.8, Б 7.9, доступны бесплатно.

Контрольная опрессовка, ее назначение, испытательное давление наружных газопроводов.

Все газопроводы и газовое оборудование перед их присоединением к действующим газопроводам, а также после ремонта должны подвергаться внешнему осмотру и контрольной опрессовке бригадой, производящей пуст газа.

Контрольная опрессовка выполняется воздухом или инертным газом.

Наружные газопроводы всех давлений подлежат контрольной опрессовке давлением

0,1

( 1 кгс/см) МПа. Падение давления не должно наблюдаться в течение 10 минут.

Контрольная опрессовка внутренних газопроводов промышленных и сельскохозяйственных предприятий, котельных, предприятий коммунально-бытового обслуживания населения производственного характера, а также оборудования газопроводов ГРП (ГРУ), ГНС, ГНП, АГЗС должна производиться двлением 0, 01 МПа (1000 мм.вод.ст.) Падение давления не должно превышать 10 даПа (10 мм вод. ст.) за 1 час.

Контрольная опрессовка внутренних газопроводов и газового оборудования жилых и общественных зданий должна производиться давлением 0, 005 МПа (500 мм. вод.ст.). Падение давления не должно превышать 20 мм.вод.ст. за 5 минут.

Классификация стальных труб, применяемых для строительства газопроводов.

Для строительства систем газоснабжения применяются стальные: прямошовные, спиральношовные и бесшовные трубы, изготовленные из хорошо сваривающейся стали, содержащей не более 0,25 % углерода, 0,056 % серы и 0,046 % фосфора.

Толщина стенок труб определяется расчетом.. При этом для подземных и наземных газопроводов минимальную толщину стенки труб следует принимать не менее 3 мм, а для наружных надземных и наземных газопроводов и внутри зданий (в т.ч. жилых) — не менее 2 мм.

Для подземных распределительных газопроводов применяются трубы условным диаметром не менее 32 мм, а для вводов — условным диаметром не менее 16 мм.

Стальные трубы для строительства наружных и внутренних газопроводов следует предусматривать, изготовленные из спокойной малоуглеродистой стали марок Ст2, СтЗ, а также Ст4 при содержании в ней углерода не более 0,25 %; стали марок 08, 10, 15, 20 по ГОСТ 1050; из стали повышенной прочности марок, не ниже шестой категории, и легированной конструкционной .
Для строительства наружных подземных и надземных газопроводов допускается применять трубы, изготовленные из полуспокойной стали диаметром не более 325 мм и толщиной стенки до 5 мм включительно, а также трубы,

изготовленные из полуспокойной и кипящей стали, диаметром не более 114 мм с толщиной стенки до 4,5 мм включительно.

Трубы, предусматриваемые для систем газоснабжения, должны быть испытаны гидравлическим давлением.

Для подземных газопроводов применяют трубы из полиэтилена. Разъемные соединения полиэтиленовых труб со стальными трубами, компенсаторами и запорной арма-турой предусматривают на втулках под фланец.

Сборка при помощи фланцевых соединений.

Фланец — плоская деталь квадратной, круглой, или иной формы с отверстиями для болтов и шпилек, служащая для прочного и герметичного разъемного соединения труб, трубопроводной арматуры, присоединением труб друг к другу, к машинам, аппаратам и ёмкостям.

Сборка фланцевых соединений, а также исправление перекоса фланцев при их сборке путем натяга болтов или шпилек, а также устранение зазоров установкой клиновых прокладок не допускается. Такой натяг вызывает одностороннее сжатие прокладки и недопустимую вытяжку болтов или шпилек, в результате чего соединение становится неплотным. Перетянутые болты или шпильки в процессе эксплуатации могут разорваться.

Гайки фланцевых соединений с паронитовыми прокладками затягивают по способу крестообразного обхода. Сначала затягивают одну пару противоположно лежащих болтов, затем вторую пару, находящуюся под углом 90° к первой. Постепенно поперечным завертыванием гаек затягиваются все болты. При такой последовательности затяжки гаек не образуется перекосов во фланцевых соединениях.

Гайки с металлическими прокладками затягивают по способу кругового обхода, т. е. при трех- или четырехкратном круговом обходе равномерно затягивают все гайки. Гайки фланцевого соединения затягивают ручными и механизированными гаечными ключами с трещотками. К механизированным инструментам относятся ключи-гайковерты с электрическим или пневматическим приводом. Равномерность затяжки и величину холодного натяга шпилек фланцевого соединения и крышек арматуры на трубопроводах высокого давления контролируют динамометрическими ключами- путем измерения удлинения шпильки при затяжке. Допускаемый размер холодного натяга шпилек находится в пределах от 0,03 до 0,15

мм на каждые 100 мм длины шпильки.

При разборке и ремонте фланцевых соединений для раздвижки применяют приспособления с клином. После разборки фланцев обязательно меняют прокладку. Старую прокладку ставить нельзя даже в том случае, если состояние ее вполне удовлетворительное.

6. Газоопасные работы «ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ В ГАЗОВОМ ХОЗЯЙСТВЕ. ПБ 12-368-00» (утв. Постановлением Госгортехнадзора РФ от 26.05.2000 N 27)

отменен/утратил силу Редакция от 26.05.2000 Подробная информация

Наименование документ	«ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ В ГАЗОВОМ ХОЗЯЙСТВЕ. ПБ 12-368-00» (утв. Постановлением Госгортехнадзора РФ от 26.05.2000 N 27)
Вид документа	постановление, перечень, правила
Принявший орган	госгортехнадзор рф
Номер документа	27
Дата принятия	01.01.1970
Дата редакции	26.05.2000
Дата регистрации в Минюсте	01.01.1970
Статус	отменен/утратил силу
Публикация	М., Госгортехнадзор РФ, 2000
Навигатор	Примечания

6. Газоопасные работы

6.1. К газоопасным работам относятся:

6.1.1. Присоединение вновь построенных газопроводов к действующей газовой сети.

6.1.2. Пуск газа в газопроводы и другие объекты систем газоснабжения при вводе в эксплуатацию, после ремонта и их расконсервации, ввод в эксплуатацию ГНС, ГНП, АГЗС и резервуаров СУГ.

6.1.3. Техническое обслуживание и ремонт действующих внутренних и наружных газопроводов, газооборудования ГРП (ГРУ), газоиспользующих установок, оборудования насосно — компрессорных и наполнительных отделений, сливных эстакад ГНС, ГНП, АГЗС, резервуаров и цистерн СУГ.

6.1.4. Удаление закупорок, установка и снятие заглушек на действующих газопроводах, а также отсоединение от газопроводов или замена оборудования и отдельных узлов.

6.1.5. Отключение от действующей сети и продувка газопроводов, консервация и расконсервация газопроводов и оборудования сезонного действия.

6.1.6. Слив газа из железнодорожных и автомобильных цистерн, заполнение СУГ резервуаров на ГНС, ГНП, АГЗС и резервуарных установок, баллонов на ГНС, ГНП, автоцистерн, слив неиспарившихся остатков из баллонов и резервуаров или газа из переполненных баллонов.

6.1.7. Обход наружных газопроводов, ремонт, осмотр и проветривание колодцев, проверка и откачка конденсата из конденсатосборников.

6.1.8. Подготовка к техническому освидетельствованию резервуаров СУГ.

6.1.9. Раскопка грунта в местах утечек газа до их устранения.

6.1.10. Все виды ремонта, связанные с выполнением огневых и сварочных работ на действующих газопроводах, ГРП (ГРУ), ГНС, ГНП и АГЗС.

6.1.11. Заправка газобаллонных автомашин.

6.2. Газоопасные работы, перечисленные в п. 6.1 Правил, должны выполняться под руководством специалиста или руководителя, за исключением присоединения или отсоединения без применения сварки отдельных бытовых газовых приборов и аппаратов, ввода в эксплуатацию индивидуальных баллонных установок, проведения ремонтных работ без применения сварки и газовой резки на газопроводах низкого давления диаметром не более 50 мм, наполнение СУГ резервуаров и баллонов в процессе эксплуатации, обхода наружных газопроводов, ремонта, осмотра и проветривания колодцев, проверки и откачки конденсата из конденсатосборников, слива неиспарившихся остатков СУГ из резервуаров и баллонов, заправки газобаллонных автомашин, а также технического обслуживания внутренних газопроводов и газоиспользующих установок, в том числе ГНС, ГНП, АГЗС и установок СУГ.

Руководство указанными работами допускается поручать наиболее квалифицированному рабочему.

6.3. На проведение газоопасных работ выдается наряд — допуск, предусматривающий разработку и последующее осуществление комплекса мероприятий по подготовке и безопасному проведению этих работ, оформленный согласно Приложению 2.

6.4. В организации должен быть разработан и утвержден главным инженером (техническим директором) перечень газоопасных работ, в котором необходимо отметить работы, выполняемые без оформления наряда — допуска по утвержденным для каждого вида работ производственным инструкциям, обеспечивающим их безопасное проведение.

6.5. Газоопасные работы должны выполняться бригадой в составе не менее двух рабочих.

6.6. Ремонтные работы в колодцах, туннелях, траншеях и котлованах глубиной более 1 м, в коллекторах и внутри резервуаров должны производиться бригадой не менее чем из трех рабочих.

6.7. Ввод в эксплуатацию индивидуальных баллонных установок, техническое обслуживание газового оборудования (приборов и аппаратов) в административных, общественных и жилых зданиях могут выполняться одним рабочим.

6.8. Лица, имеющие право выдачи нарядов, определяются приказом по организации газового хозяйства или организации, осуществляющей эксплуатацию системы газоснабжения собственной газовой службой. Эти лица назначаются из числа руководящих работников и специалистов, сдавших экзамен в соответствии с требованиями настоящих Правил.

6.9. Периодически повторяющиеся газоопасные работы, выполняемые в аналогичных условиях, как правило, постоянным составом работающих, могут производиться без оформления наряда — допуска по утвержденным для каждого вида работ производственным инструкциям, обеспечивающим их безопасное проведение.

К таким работам относятся обход наружных газопроводов, ремонт, осмотр и проветривание колодцев; проверка и откачка конденсата из конденсатосборников; заправка газобаллонных автомашин, а также техническое обслуживание газопроводов и газового оборудования без отключения газа, техническое обслуживание запорной арматуры и компенсаторов, расположенных вне колодцев, повторный слив из железнодорожных и автомобильных цистерн, повторное наполнение сжиженными газами резервуаров; работы на промышленных печах и установках, являющиеся неотъемлемой частью технологического процесса.

Указанные работы должны регистрироваться в журнале учета работ.

6.10. Пуск газа в газовые сети городов и населенных пунктов, в газопроводы высокого давления; работы по присоединению газопроводов высокого и среднего давлений; ремонтные работы в ГРП (ГРУ), в производственной зоне ГНС, ГНП, АГЗС с применением сварки и газовой резки; ремонтные работы на газопроводах среднего и высокого давлений «под газом» с применением сварки и газовой резки; снижение и восстановление давления газа в газопроводах среднего и высокого давлений, связанные с отключением потребителей; отключение и последующее включение подачи газа в целом на производство; первичное заполнение резервуаров сжиженным газом на ГНС, АГЗС, ГНП; слив газа в резервуарные установки после перерыва в подаче газа производятся по специальному плану, утвержденному главным инженером эксплуатационной организации.

6.11. В плане указываются: последовательность проведения операций; расстановка людей; потребность в механизмах и приспособлениях; мероприятия, обеспечивающие максимальную безопасность; лица, ответственные за проведение каждой газоопасной работы и за общее руководство и координацию действий.

6.12. Каждому ответственному лицу выдается отдельный наряд — допуск на проведение газоопасной работы в соответствии с планом.

6.13. К плану и наряду — допуску прилагается исполнительный чертеж или выкопировка из него с указанием места и характера производимой работы. Перед началом газоопасных работ лицо, ответственное за их проведение, должно проверить соответствие исполнительного чертежа или выкопировки фактическому расположению объекта на месте.

6.14. Работы по локализации и ликвидации аварийных ситуаций производятся без наряда — допуска до устранения прямой угрозы жизни людей и повреждения материальных ценностей. После устранения угрозы работы по приведению газопроводов и газооборудования в технически исправное состояние должны производиться по наряду — допуску.

В случае, когда аварийная ситуация от начала до конца ликвидируется аварийной службой, составление наряда — допуска не требуется.

6.15. Наряды — допуски на газоопасные работы должны выдаваться заблаговременно для необходимой подготовки к работе. В наряде — допуске указываются срок его действия, время начала и окончания работы. При невозможности окончить ее в установленный срок наряд — допуск на газоопасные работы подлежит продлению лицом, выдавшим его.

Наряды — допуски должны регистрироваться в специальном журнале по форме согласно Приложению 3.

Ответственное лицо за проведение газоопасных работ, получая наряд — допуск и возвращая его по окончании работы, обязано расписываться в журнале.

6.16. Наряды — допуски должны храниться не менее одного года. Наряды — допуски, выдаваемые на первичный пуск газа, врезку в действующий газопровод, хранятся постоянно в исполнительно — технической документации на данный объект.

6.17. Если газоопасные работы, выполняемые по наряду — допуску, производятся в течение более одного дня, ответственный за их выполнение обязан ежедневно докладывать о положении дел лицу, выдавшему наряд — допуск.

6.18. Командированному персоналу наряды — допуски выдаются на весь срок командировки. Производство работ контролируется лицом, назначенным организацией, производящей работы.

6.19. Перед началом газоопасной работы ответственный за ее проведение обязан проинструктировать всех рабочих о необходимых мерах безопасности. После этого каждый рабочий, получивший инструктаж, должен расписаться в наряде — допуске.

6.20. В процессе проведения газоопасной работы все распоряжения должны даваться лицом, ответственным за работу. Другие должностные лица и руководители, присутствующие при проведении работы, могут давать указания рабочим только через ответственного за проведение данной работы.

6.21. Газоопасные работы должны выполняться, как правило, в дневное время. Работы по локализации и ликвидации аварийных ситуаций выполняются в любое время в присутствии и под непосредственным руководством специалиста или руководителя.

В городах северной климатической зоны газоопасные работы могут производиться независимо от времени суток.

6.22. Присоединение к действующим вновь построенных газопроводов и газопотребляющих объектов, не принятых приемочной комиссией, запрещается.

6.23. Перед пуском газа на объектах, принятых комиссией, но не введенных в эксплуатацию в течение 6 мес. со дня последнего испытания, должны быть проведены повторные испытания на герметичность газопроводов, проверена работа установок электрохимической защиты, состояние дымоотводящих и вентиляционных систем, комплектность и исправность газового оборудования, арматуры, средств измерений и автоматики.

6.24. Присоединение к действующим газопроводам вновь построенных газопроводов и объектов должно производиться только перед пуском газа в эти газопроводы или объекты.

6.25. Все газопроводы и газооборудование перед их присоединением к действующим газопроводам, а также после ремонта должны подвергаться внешнему осмотру и контрольной опрессовке бригадой, производящей пуск газа.

6.26. Контрольная опрессовка выполняется воздухом или инертными газами.

6.27. Наружные газопроводы всех давлений подлежат контрольной опрессовке давлением 0,02 МПа. Падение давления не должно превышать 10 даПа за 1 ч.

Если участки наружных газопроводов низкого давления отключены гидрозатворами, то контрольная опрессовка таких газопроводов может производиться давлением 400 даПа. Падение давления не должно превышать 5 даПа за 10 мин.

6.28. Контрольная опрессовка внутренних газопроводов промышленных и сельскохозяйственных производств, котельных, газопроводов к оборудованию производственного характера в общественных зданиях, а также оборудования и газопроводов ГРП (ГРУ), ГНС, ГНП и АГЗС должна производиться давлением 0,01 МПа. Падение давления не должно превышать 60 даПа за 1 ч.

6.29. Контрольная опрессовка внутренних газопроводов и газового оборудования административных, общественных и жилых зданий должна производиться давлением 500 даПа. Падение давления не должно превышать 20 даПа за 5 мин.

6.30. Резервуары СУГ, газопроводы обвязки резервуарных и групповых баллонных установок должны испытываться давлением 0,3 МПа в течение 1 ч. Результаты контрольной опрессовки считаются положительными при отсутствии видимого падения давления по образцовому манометру и утечек, определяемых с помощью мыльной эмульсии.

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

6.32. Давление воздуха в присоединяемых газопроводах должно сохраняться до начала работ по их присоединению или пуску газа.

6.33. Если осмотренные и подвергшиеся контрольной опрессовке газопроводы не были заполнены газом, то при возобновлении работ по пуску газа они должны быть повторно осмотрены и опрессованы.

6.34. При ремонтных работах в загазованной среде должны применяться инструменты из цветного металла, исключающего возможность искрообразования. Рабочая часть инструментов из черного металла должна обильно смазываться солидолом или другой смазкой.

Применение в загазованной среде электрических инструментов, дающих искрение, запрещается.

6.35. Рабочие и специалисты, выполняющие газоопасную работу в колодце, резервуаре, в помещениях ГРП, ГНС, ГНП и АГЗС, должны быть в обуви без стальных подковок и гвоздей.

6.36. При выполнении газоопасных работ должны применяться переносные светильники во взрывозащищенном исполнении.

6.37. В колодцах, имеющих перекрытия, туннелях, коллекторах, технических подпольях, ГРП и на территории ГНС, АГЗС, ГНП не допускается проведение сварки и газовой резки на действующих газопроводах без отключения и продувки их воздухом или инертным газом. При отключении газопроводов после запорных устройств должны устанавливаться заглушки.

6.38. В газовых колодцах сварка и резка, а также замена арматуры компенсаторов и изолирующих фланцев допускается только после полного снятия перекрытий.

6.39. Перед началом сварки или газовой резки в колодцах, котлованах и коллекторах должна проводиться проверка воздуха на загазованность. Объемная доля газа в воздухе не должна превышать 20% от нижнего предела воспламеняемости. Пробы должны отбираться в наиболее плохо вентилируемых местах.

В течение всего времени проведения сварочных работ на газопроводах СУГ колодцы и котлованы должны вентилироваться путем нагнетания воздуха вентилятором или компрессором.

6.40. Газовая резка и сварка на действующих газопроводах допускается при давлении газа 40 — 200 даПа. Во время выполнения работы должен осуществляться постоянный контроль за давлением. При снижении давления ниже 40 даПа и повышении его свыше 200 даПа резку или сварку следует прекратить.

При использовании специального оборудования, обеспечивающего безопасность и качество работ, допускается производить присоединение газопроводов без снижения давления.

Для контроля за давлением в месте проведения работ должен устанавливаться манометр или использоваться манометр, размещенный на расстоянии не более 100 м от места проведения работ.

6.41. При производстве работ по установке дополнительного оборудования на действующих внутренних газопроводах сварку и резку следует производить на отключенных участках, которые должны быть продуты воздухом или инертным газом.

6.42. Снижение давления газа в действующем газопроводе при выполнении работ по присоединению к нему новых газопроводов должно производиться при помощи отключающих устройств или регуляторов давления. Во избежание повышения давления газа на этом участке газопровода следует использовать имеющиеся конденсатосборники, гидрозатворы, а при необходимости (до начала работ по присоединению) устанавливать сбросной трубопровод с отключающим устройством для сброса газа, который должен, по возможности, сжигаться.

6.43. Способ присоединения вновь построенного газопровода к действующему должен определяться эксплуатационной организацией газового хозяйства или организацией, выполняющей ее функции.

6.44. Проверка герметичности газопроводов, арматуры и приборов огнем запрещается.

6.45. Врезку газопроводов «под газом» без снижения следует производить по специальной инструкции, разрабатываемой эксплуатационной организацией газового хозяйства с учетом инструкции изготовителя оборудования для врезки и согласованной с территориальным органом Госгортехнадзора России.

6.46. Пребывание посторонних лиц, а также курение в местах проведения газоопасных работ и применение открытого огня запрещаются.

Котлованы и колодцы при проведении в них работ должны ограждаться. Котлованы должны иметь размеры, удобные для проведения работ и размещения необходимого инструмента, материалов и оборудования. Вблизи мест работ должны вывешиваться или выставляться предупредительные знаки.

6.47. При газовой резке или сварочных работах на действующих газопроводах во избежание большого пламени места выхода газа должны замазываться шамотной глиной с асбестовой крошкой.

6.48. Снятие заглушек, установленных на ответвлениях к потребителям, а также на вводах в отдельные здания, производится по указанию лица, руководящего работами по пуску газа, после визуального осмотра и опрессовки газопровода.

6.49. Пуск газа в газопроводы и газовое оборудование жилых домов — новостроек может производиться до заселения жильцов дома.

Газовые приборы и аппараты после окончания пусковых работ должны сдаваться на сохранность представителю жилищной эксплуатационной организации или владельцу. Квартиры с действующим газовым оборудованием должны заселяться после прохождения квартиросъемщиками инструктажа по безопасному пользованию газом.

6.50. Газопроводы при пуске газа должны продуваться газом до вытеснения всего воздуха. Окончание продувки определяется путем анализа или сжигания отбираемых проб.

Объемная доля кислорода в пробе газа не должна превышать 1% по объему, а сгорание газа должно происходить спокойно, без хлопков.

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.

При продувке газопроводов 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 попадания ее в здания, а также воспламенения от источника огня.

6.51. Отключаемые при сносе зданий, демонтаже газового оборудования участки газопроводов должны отрезаться, освобождаться от газа и завариваться наглухо.

6.52. В загазованных колодцах, коллекторах и помещениях, а также вне помещений в загазованной атмосфере ремонтные работы с применением открытого огня (сварка, газовая резка) производить запрещено.

6.53. При внутреннем осмотре и ремонте котлы или другие газифицированные агрегаты должны отключаться от газопровода с помощью заглушек. Работа в топке котла или агрегата разрешается только после проветривания и проверки на загазованность.

6.54. Для спуска рабочих в колодцы, не имеющие скоб, котлованы, а также в резервуары должны применяться металлические лестницы с приспособлениями для их закрепления у края колодца, люка резервуара, а также резиновые «башмаки» (в случаях, если лестница опирается на основание) для предотвращения скольжения и искрения.

В колодцах и котлованах одновременно должно находиться не более двух человек, в спасательных поясах и противогазах. При этом на поверхности земли с наветренной стороны котлована (люка колодца, резервуара) должны быть два человека, которые обязаны держать концы веревок от спасательных поясов рабочих, находящихся внутри котлована, колодца или резервуара, и вести непрерывное наблюдение за ними и воздухозаборными патрубками шланговых противогазов, а также не допускать к месту работы посторонних лиц.

Работа в котловане в случаях возможного выхода газа должна производиться с применением шланговых противогазов.

6.55. Вскрытие и замена установленного на наружных и внутренних газопроводах оборудования (арматуры, фильтров, счетчиков и т.п.) должны производиться на отключенном участке газопровода.

На отключающих устройствах должны устанавливаться заглушки.

6.56. Заглушки, устанавливаемые на газопроводах, должны соответствовать максимальному давлению газа в газопроводе, иметь хвостовики, выступающие за пределы фланцев, и клеймо с указанием давления газа и диаметра газопровода.

6.57. Набивка сальников запорной арматуры, разборка резьбовых соединений конденсатосборников на наружных газопроводах среднего и высокого давлений допускается при давлении газа не более 0,1 МПа.

6.58. Замена прокладок фланцевых соединений на наружных газопроводах допускается при давлении газа в газопроводе 40 — 200 даПа.

6.59. Разборка фланцевых, резьбовых соединений и арматуры на внутренних газопроводах любого давления должна производиться на отключенном и заглушенном участке газопровода.

6.60. Смазка кранов внутридомового газового оборудования на газопроводах диаметром не более 50 мм при соблюдении мер безопасности в соответствии с требованиями «Положения о техническом обслуживании газового оборудования в жилых домах и общественных зданиях» допускается при давлении газа не более 300 даПа.

6.61. При ремонтных работах на газопроводах и оборудовании в загазованных помещениях должно обеспечиваться наблюдение за работающими и предотвращение внесения источников огня.

6.62. Перед началом ремонтных работ на подземных газопроводах, связанных с разъединением газопровода (замена задвижек, снятие и установка заглушек, прокладок и т.п.), необходимо отключить имеющуюся защиту от электрохимической коррозии и установить на разъединяемых участках газопровода перемычку (если нет стационарно установленных перемычек) с целью предотвращения искрообразования.

6.63. Устранение в газопроводах ледяных, смоляных, нафталиновых и других закупорок путем шуровки (металлическими шомполами), заливки растворителей или подачи пара разрешается при давлении газа в газопроводе не более 500 даПа.

Применение открытого огня для отогрева наружных полиэтиленовых, стальных санированных и внутренних газопроводов запрещается.

6.64. При устранении закупорок в газопроводах должны приниматься меры, максимально уменьшающие выход газа из газопровода. Работы должны проводиться в шланговых или кислородно — изолирующих противогазах. Выпуск газа в помещение запрещается.

6.65. При прочистке газопроводов потребители должны быть предупреждены о необходимости отключения газовых приборов до окончания работ.

6.66. Резьбовые и фланцевые соединения, которые разбирались для устранения закупорок в газопроводе, после сборки должны проверяться на герметичность мыльной эмульсией или с помощью высокочувствительных газоанализаторов (течеискателей).

6.67. Ответственным за наличие у рабочих средств индивидуальной защиты, их исправность и применение является руководитель работ, а при выполнении работ без технического руководства — лицо, выдавшее задание.

Наличие и исправность необходимых средств индивидуальной защиты определяются при выдаче наряда — допуска на газоопасные работы.

При организации работ руководитель обязан предусмотреть возможность быстрого вывода рабочих из опасной зоны.

6.68. Каждый, участвующий в газоопасных работах, должен иметь подготовленный к работе шланговый или кислородно — изолирующий противогаз.

Применение фильтрующих противогазов не допускается.

6.69. Разрешение на включение кислородно — изолирующих противогазов дает руководитель работ.

6.70. При работе в кислородно — изолирующем противогазе необходимо следить за остаточным давлением кислорода в баллоне противогаза, обеспечивающем возвращение работающего в незагазованную зону.

6.71. Продолжительность работы в противогазе без перерыва не должна превышать 30 мин.

Время работы в кислородно — изолирующем противогазе следует записывать в паспорт противогаза.

6.72. Воздухозаборные патрубки шланговых противогазов должны располагаться с наветренной стороны и закрепляться. При отсутствии принудительной подачи воздуха вентилятором длина шланга не должна превышать 15 м.

Шланг не должен иметь перегибов и защемлений.

6.73. Противогазы проверяют на герметичность перед выполнением работ.

Если в противогазе с зажатым концом гофрированной трубки дышать невозможно — противогаз исправен.

6.74. Спасательные пояса с кольцами для карабинов испытываются застегнутыми на обе пряжки с грузом массой 200 кг, в подвешенном состоянии в течение 5 мин. После снятия груза на поясе не должно быть следов повреждений.

6.75. Карабины испытываются нагрузкой массой 200 кг с открытым затвором в течение 5 мин. После снятия груза освобожденный затвор карабина должен встать на свое место.

6.76. Спасательные пояса должны иметь наплечные ремни с кольцом для крепления веревки на уровне лопаток (спины).

Применение поясов без наплечных ремней запрещается.

6.77. Спасательные веревки испытываются массой 200 кг в течение 15 мин. После снятия нагрузки на веревке в целом и на отдельных нитях не должно быть повреждений.

6.78. Испытания спасательных поясов с веревками и карабинов должны проводиться не реже 1 раза в 6 мес.

Результаты испытаний оформляются актом или записью в специальном журнале.

Перед выдачей поясов, карабинов и веревок должен производиться их наружный осмотр.

Каждый пояс и веревка должны иметь инвентарный номер.

Правила безопасности в газовом хозяйстве (54351)

6.14. Если газоопасные работы, выполняемые по наряду-допуску, проводятся в течение более одного дня, ответственный за их выполнение обязан ежедневно докладывать о ходе работ лицу, видавшему наряд-допуск на эту работу.

6.15. Командированному персоналу наряды-допуски на газоопасные работы выдаются на весь срок командировки. Производство работ контролируется лицом, назначенным организацией, проводящей работы.

6.16. Перед началом газоопасной работы ответственный за ее проведение обязан проинструктировать всех рабочих о необходимых мерах безопасности. После этого каждый рабочий, получивший инструктаж, должен расписаться в наряде-допуске.

6.17. В процессе проведения газоопасной работы все распоряжения должны выдаваться лицом, ответственным за работу. Другие должностные лица и руководители, присутствующие при проведении работы, могут давать указания рабочим только через ответственного за проведение данной работы.

6.18. Газоопасные работы должны выполняться, как правило, в дневное время. Работы по локализации и ликвидации аварий выполняются в любое время в присутствии и под непосредственным руководством специалиста или руководителя.

Примечание. В городах северной климатической зоны газоопасные работы могут проводиться в ночное время.

6.19. Присоединение к действующим вновь построенных газопроводов и газопотребляющих объектов, не принятых приемочной комиссией, запрещается.

6.20. Перед пуском газа на объектах, принятых комиссией, но не введенных в эксплуатацию в течение 6 месяцев со дня последних испытаний, должны быть проведены повторные испытания на герметичность газопроводов, проверена работа установок электрохимической защиты, состояние дымоотводящих и вентиляционных систем, комплектность и исправность газового оборудования, арматуры, средств измерений и автоматизации.

6.21. Присоединение к действующим газопроводам вновь построенных газопроводов и объектов должно производиться только при пуске газа в эти газопроводы или объекты.

6.22. Все газопроводы и газооборудование перед их присоединением к действующим газопроводам, а также после ремонта должны подвергаться внешнему осмотру и контрольной опрессовке бригадой, производящей пуск газа.

6.23. Контрольная опрессовка выполняется воздухом или инертными газами.

6.24. Наружные газопроводы всех давлений подлежат контрольной опрессовке давлением 0,02 МПа (2000 мм вод. ст.). Падение давления не должно превышать 10 даПа (10 мм вод. ст.) за 1 ч.

Примечание. Если участки наружных газопроводов низкого давления отключены гидрозатворами, то контрольная опрессовка таких газопроводов может проводиться давлением 400 даПа (400 мм вод. ст.). Падение давления не должно превышать 5 даПа (5 мм вод. ст.) за 10 мин.

6.25. Контрольная опрессовка внутренних газопроводов промышленных и сельскохозяйственных предприятий, котельных, предприятий бытового обслуживания населения производственного характера, а также оборудования и газопроводов ГРП (ГРУ), ГНС, ГНП и АГЗС должна производиться давлением 0,01 МПа (1000 мм вод. ст.). Падение давления не должно превышать 60 даПа (60 мм вод. ст.) за 1 ч.

6.26. Контрольная опрессовка внутренних газопроводов и газового оборудования предприятий бытового обслуживания населения непроизводственного характера, жилых домов и общественных зданий должна производиться давлением 500 даПа (500 мм вод. ст.). Падение давления не должно превышать 20 даПа (20 мм вод. ст.) за 5 мин.

6.27. Резервуары СУГ, газопроводы обвязки резервуарных и групповых баллонных установок должны испытываться давлением 0,3 МПа (3 кгс/см2) в течение 1 часа. Результаты контрольной опрессовки считаются положительными при отсутствии видимого падения давления по манометру и утечек, определяемых с помощью мыльной эмульсии.

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

6.29. Давление воздуха в присоединяемых газопроводах должно сохраняться до начала работ по их присоединению или пуску газа.

6.30. Если осмотренные и подвергшиеся контрольной опрессовке газопроводы не были наполнены газом, то при возобновлении работ по пуску газа они должны быть повторно осмотрены и спрессованы.

6.31. При ремонтных работах в загазованной среде должны применяться инструменты из цветного металла, исключающего возможность искрообразования. Рабочая часть инструментов из черного металла должна обильно смазываться солидолом или другой смазкой.

Применение в загазованной среде электрических инструментов, дающих искрение, запрещается.

6.32. Рабочие и специалисты, выполняющие газоопасную работу в колодце, резервуаре, в помещениях ГРП, ГНС, ГНП и АГЗС, должны быть в обуви без стальных подковок и гвоздей.

6.33. При выполнении газоопасных работ должны применяться переносные светильники во взрывозащищенном исполнении.

6.34. В колодцах, имеющих перекрытия, туннелях, коллекторах, технических подпольях, ГРП и на территории ГНС, АГ3С и ГНП не допускается проведение сварки и газовой резки на действующих газопроводах без отключения и продувки их воздухом или инертным газом. При отключении газопроводов после запорных устройств должны устанавливаться заглушки.

6.35. В газовых колодцах сварка и резка, а также замена арматуры, компенсаторов и изолирующих фланцев допускаются только после полного снятия перекрытий.

6.36. Перед началом сварки или газовой резки в колодцах, котлованах и коллекторах должна проводиться проверка воздуха на загазованность. Объемная доля газа в воздухе не должна превышать 20 % нижнего предела воспламеняемости. Пробы должны отбираться в наиболее плохо вентилируемых местах.

6.37. Сварка или газовая резка на действующих газопроводах при присоединении к ним газопроводов и ремонте должны проводиться при давлении газа 40-200 даПа (40 — 200 мм вод. ст). Наличие указанного давления должно проверяться и течение всего времени выполнения работы. При снижении давления ниже 40 даПа (40 мм вод ст.) и повышения его свыше 200 даПа (200 мм вод. ст.) резку и сварку следует прекратить.

При использовании специальных приспособлений, обеспечивающих безопасность и качество выполнения работ, допускается производить присоединение газопроводов без снижения давления.

Для контроля за давлением в месте проведении работ должен устанавливаться манометр или использоваться манометр, размещенный на расстоянии не более 100 м от места проведения работ.

6.38. При производстве работ по установке дополнительного оборудования на действующих внутренних газопроводах сварку и резку следует производить на отключенных участках, которые должны быть продуты воздухом или инертным газом.

6.39. Снижение давления газа в действующем газопроводе при выполнении работ по присоединению к нему новых газопроводов должно производиться при помощи отключающих устройств или регуляторов давления.

Во избежание повышения давления газа на этом участке газопровода следует использовать имеющиеся конденсатосборники, гидрозатворы, а при необходимости (до начала работ по присоединению) устанавливать сбросной трубопровод с отключающим устройством для сброса газа, который должен, по возможности, сжигаться.

6.40. Способ присоединения газопровода к действующему газопроводу должен определяться предприятием газового хозяйства или организацией, выполняющей его функции.

6.41. Врезку газопроводов «под газом» следует производить по специальным инструкциям, разрабатываемым предприятиями газового хозяйства в соответствии с типовыми инструкциями.

6.42. Проверка герметичности газопроводов, арматуры и приборов огнем запрещается.

6.43. Пребывание посторонних лиц, а также курение в местах проведения газоопасных работ и применение источников открытого огня запрещаются.

Котлованы и колодцы при проведении в них работ должны ограждаться. Котлованы должны иметь размеры, удобные для проведения работ и размещения необходимого инструмента, материалов и оборудования. Вблизи места работ должны вывешиваться или выставляться предупредительные знаки.

6.44. При газовой резке или сварочных работах на действующих газопроводах, а также при выплавке свинца из раструбов чугунных газопроводов во избежание образования большого пламени места выхода газа должны замазываться шамотной глиной с асбестовой крошкой.

6.45. Удаление заглушек, установленных на ответвлениях к потребителям, а также на вводах в отдельные здания, производится по указанию лица, руководящего работами по пуску газа, после осмотра и опрессовки газопровода в соответствии с пп. 6.23-6.28 настоящих Правил.

6.46. Пуск газа в газопровод, если не проверены путем осмотра его целостность, исправность газового оборудования и не проведена контрольная опрессовка, запрещается.

6.47. Пуск газа в газопроводы и газовое оборудование жилых домов-новостроек в городах может производиться до заселения жильцов в дома.

Порядок пуска газа, принятие организационных и технических мер по обеспечению безопасности устанавливаются инструкцией предприятия газового хозяйства, согласованной с главой исполнительной власти на местах.

Газовые приборы и аппараты после окончания пусковых работ должны сдаваться на сохранность представителю жилищно-эксплуатационной организации.

Квартиры с действующим газовым оборудованием должны заселяться после прохождения квартиросъемщиками инструктажа в соответствии с п. 3.8.2 настоящих Правил.

6.48. Газопроводы при пуске газа должны продуваться газом до вытеснения всего воздуха. Окончание продувки определяется путем анализа или сжигания отбираемых проб.

Объемная доля кислорода в пробе газа не должна превышать 1 %, а сгорание газа должно происходить спокойно, без хлопков.

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 % нижнего предела воспламеняемости газа.

При продувке газопроводов запрещается выпускать газовоздушную смесь в помещения, лестничные клетки, а также в дымоходы, вентиляционные каналы и т.п. Помещения, в которых ведется продувка газопроводов, должны проветриваться.

Газовоздушная смесь при продувках газопроводов должна выпускаться в местах, где исключена возможность попадания ее в здания, а также воспламенения от какого-либо источника огня.

6.49. Отключаемые при сносе зданий, демонтаже газового оборудования участки газопроводов должны отрезаться, освобождаться от газа и завариваться наглухо.

6.50. В загазованных колодцах, коллекторах и помещениях, а также вне помещений в загазованной атмосфере ремонтные работы должны производиться без применения открытого огня (сварка, газовая резка).

6.51. При внутреннем осмотре и ремонте котлы или другие газифицированные агрегаты должны отключаться от газопровода с помощью заглушек.

Работа в топке котла или агрегата разрешается только после ее проветривания и проверки на загазованность.

6.52. Для спуска рабочих в колодцы, не имеющие скоб, котлованы, а также в резервуары должны применяться металлические лестницы с приспособлением для их закрепления у края колодца, котлована, люка резервуара.

6.53. В колодцах и котлованах с неотключенным газопроводом разрешается одновременное нахождение не более двух человек, при этом работы должны выполняться ими в спасательных поясах, а в случае возможного выхода газа — в противогазах.

На поверхности земли с наветренной стороны, а также у люка резервуара должны быть два человека, которые обязаны держать концы веревок от спасательных поясов рабочих, находящихся внутри перечисленных сооружений, вести непрерывное наблюдение за ними и воздухозаборными патрубками шланговых противогазов, не допускать к месту работы посторонних лиц.

6.54. Вскрытие и замена установленного на наружных и внутренних газопроводах оборудования (арматуры, фильтров, счетчиков и т.д.) должны производиться на отключенном участке газопровода. На отключающих устройствах должны устанавливать заглушки.

6.55. Заглушки, устанавливаемые на газопроводах, должны соответствовать максимальному давлению газа в газопроводе. Они должны иметь хвостовики, выступающие за пределы фланцев. На хвостовиках заглушек должно быть выбито клеймо с указанием давления газа и диаметра газопровода.

6.56. Набивка сальников запорной арматуры, разборка резьбовых соединений конденсатосборников на наружных газопроводах среднего и высокого давлений допускаются при давлении газа не более 0,1 МПа (1 кгс/см2).

6.57. Замена прокладок фланцевых соединений на наружных газопроводах допускается при давлении газа в газопроводе 40-150 даПа (40-150 мм вод. ст.).

6.58. Разборка фланцевых резьбовых соединений и арматуры на внутренних газопроводах любого давления должна производиться на отключенном и заглушенном участке газопровода.

6.59. Смазка кранов внутридомового газового оборудования на газопроводах диаметром до 50 мм при соблюдении необходимых мер предосторожности допускается при давлении газа не более 300 даПа (300 мм вод. ст.)

6.60. При ремонтных работах на газопроводах и оборудовании в загазованных помещениях снаружи должен находиться человек, наблюдающий за работающими в помещении, который обязан также следить за тем, чтобы вблизи не было источников огня. Наружные двери загазованного помещения должны быть постоянно открыты.

6.61. Перед началом ремонтных работ на подземных газопроводах, связанных с разъединением газопровода (замена задвижек, снятие и установка заглушек, прокладок и т.п.), необходимо отключить имеющуюся электрозащиту и установить на разъединяемых участках газопровода перемычку (если нет стационарно установленных перемычек) с целью предотвращения искрообразования.

6.62. Устранение в газопроводах ледяных, смоляных нафталиновых и других закупорок путем шуровки (металлическими шомполами), заливки растворителей или подачи пара разрешается при давлении газа в газопроводе не более 500 даПа (500 мм вод. ст.). Применение открытого огня для отогрева газопроводов в помещениях запрещается.

Hydrostatic Test — обзор

Оборудование для гидростатических испытаний должно быть правильно выбрано и находиться в хорошем рабочем состоянии. Оборудование, влияющее на точность измерений, используемых для подтверждения заданного испытательного давления, должно быть спроектировано для измерения давления, которое может возникнуть во время гидростатического испытания. Оборудование и персонал для проведения гидростатических испытаний могут включать:

Компрессор, центробежный заправочный насос с необходимыми фильтрами для заполнения испытываемого участка линии с требуемой скоростью заполнения;

Переносной поршневой испытательный насос для подачи испытательного давления на испытуемый участок линии. Насос должен обеспечивать максимальное давление, указанное на диаграмме давления гидростатического испытания;

Расходомеры и мерные емкости по мере необходимости;

Переносной резервуар для воды, при необходимости;

Два набора самописцев давления с круговой диаграммой для 24-часовой записи испытаний давления Портативный тип, 300 мм (12 дюймов.) диаграмма с прижимным элементом из нержавеющей стали, подходящий диапазон для требуемого испытательного давления, однонедельные механические подпружиненные заводные часы с гибкой капиллярной системой нанесения красок. Минимальная точность должна составлять 1% при минимальной чувствительности 0,5%. Рекордер должен быть укомплектован ½ дюйма. технологическое присоединение и достаточное количество диаграмм.

Два комплекта самописцев температуры с круговой диаграммой для 24-часовой регистрации температуры, переносного типа, 300 мм (12 дюймов.) запись диаграммы с температурным элементом в комплекте с сильфоном / и капилляром, полностью компенсированным, диапазон 0–60 ° C, однонедельная механическая подпружиненная заводная диаграмма часов с гибким капилляром, прикрепленным к температурному элементу. Капиллярная трубка должна быть длиной 5 м. Регистратор температуры должен обеспечивать регистрацию до 0,5 ° C. Рекордер должен соответствовать стандартам. Система рисования должна быть аналогична описанной для позиции 5 в разделе 4.2;

Прямое считывание 150 мм (6 дюймов.) манометры. Манометр должен соответствовать требованиям стандартов с диапазоном, в 1,5 раза превышающим максимальное испытательное давление;

Измеритель собственного веса с действующим сертификатом калибровки и подходящим диапазоном для требуемого испытательного давления, минимальная точность 0,1% от показаний. Тестер должен соответствовать стандартам;

Несколько термометров, подходящих для измерения при 0–60 ° C. Термометр должен соответствовать стандартам;

10.

Временные соединения и скребковые ловушки, ответвления и сервисные линии, петлевые линии, торцевые крышки и коллекторы, способные выдерживать ожидаемое максимальное испытательное давление;

11.

Фильтр и все необходимые запасные части;

12.

Свиньи и сферы по запросу должны быть оборудованы устройством, позволяющим установить акустический или обедненный радиоактивный источник;

13.

Вода, воздух, электричество, топливо и смазочные материалы по мере необходимости;

14.

Ингибиторы коррозии, сушильные химикаты вместе со средствами для впрыска и измерения этих химикатов;

15.

Средства транспорта и связи между испытательной и контрольной площадками;

16.

Необходимое оборудование, квалифицированный персонал и технический персонал, которые будут использоваться для проведения испытаний под давлением и быстрого реагирования на аварийный ремонт.

PHMSA: Связь с заинтересованными сторонами — газ для прямой оценки

Краткие факты:

Прямая оценка определена в Правиле управления целостностью газопровода как один из трех допустимых методов оценки целостности участка трубопровода.
Прямая оценка может использоваться либо как основной, либо как дополнительный метод, реализованный в сочетании с одним из других методов первичной оценки, то есть поточным инспектированием (ILI) или испытанием гидростатическим давлением.
Прямая оценка — также известная как DA — ограничивается оценкой рисков трех зависящих от времени угроз целостности сегмента трубопровода: внешней коррозии, внутренней коррозии и коррозионного растрескивания под напряжением.
Правило управления целостностью газопровода — также известное как «правило газового IM» — содержащееся в подразделе O 49 CFR, часть 192, предусматривает особые и отдельные требования для применения DA для внешней коррозии (ECDA) (§192.925), внутренней коррозии (ICDA) (§192.927) и коррозионное растрескивание под напряжением (SCCDA) (§192.929).
Если на участке трубопровода запланирована полная переоценка целостности с интервалом более 7 лет, подтверждающая прямая оценка (CDA) (§192.931) может использоваться в течение седьмого года после базовой оценки для проверки или «подтверждения» целостности трубопровода только от угроз внешней и внутренней коррозии.
Правило управления целостностью газопровода содержит более строгие требования для операторов, впервые применяющих DA на участке трубопровода.
Если прямая оценка внешней коррозии (ECDA) обнаруживает повреждение покрытия трубопровода, оператор должен объединить данные из ECDA с информацией об одном вызове и информацией о полосе отвода, чтобы оценить сегмент на предмет угрозы повреждения третьей стороной.

Почему операторы трубопроводов используют прямую оценку для оценки целостности трубопровода?

DA необходим как метод оценки целостности участков трубопровода:

Если невозможно провести испытания методом ILI или гидростатическим давлением,
Чтобы избежать непрактичной и дорогостоящей модернизации трубопровода,
Чтобы избежать перебоев в подаче газа в населенный пункт, питаемый одним трубопроводом, и,
Обеспечить альтернативу там, где источников воды для испытаний гидростатическим давлением мало, и где водоотведение может создать проблемы.
DA может предоставить более эффективную, эквивалентную альтернативу ILI и испытаниям гидростатическим давлением для оценки целостности трубопровода.

Как проводится прямая оценка?

Правило газового IM определяет четырехэтапный подход к оценке угроз коррозии с использованием DA. Для прямой оценки внешней коррозии (ECDA) правило газового IM требует:

Шаг первый: предварительная оценка — для сбора и интеграции данных для определения возможности использования ECDA для сегмента, идентификации регионов ECDA и определения двух инструментов косвенной проверки, которые будут использоваться в регионе ECDA.

Шаг второй: непрямое обследование — для оценки сегмента трубы и выявления признаков потенциальной внешней коррозии, классификации серьезности этих признаков и определения срочности их выемки и прямого осмотра.

Шаг третий: Непосредственный осмотр — для изучения состояния трубы и ее окружающей среды, для определения действий, которые необходимо предпринять в случае обнаружения коррозионных дефектов, а также для выявления и устранения коренных причин.

Шаг четвертый: Пост-оценка — для определения оставшегося срока службы сегмента, интервала его переоценки и эффективности использования ECDA в качестве метода оценки.

Для прямой оценки внутренней коррозии (ICDA) правило газового IM также определяет четырехэтапный процесс, основанный на принципе, что жидкости собираются на дне трубы, когда «критический угол наклона» превышается для определенного потока газа. скорость. (§192.927):

Шаг первый: предварительная оценка — для сбора и интеграции данных и информации, чтобы определить, выполнимо ли ICDA для сегмента, для поддержки использования модели для определения мест, где могут скапливаться жидкости, и для определения мест, где жидкости могут поступать в трубопровод.

Шаг второй: идентификация региона CDA — для применения конкретной модели для определения условий возвышения и другой арматуры трубопровода, где могут скапливаться жидкости.

Шаг третий: прямой осмотр — выкапывать и исследовать места труб, которые в процессе определены как наиболее вероятные для внутренней коррозии, а также оценивать серьезность дефектов и устранять их в соответствии с требованиями кодекса.

Шаг четвертый: Последующая оценка и мониторинг — для оценки эффективности процесса ICDA, для мониторинга сегментов, в которых была выявлена внутренняя коррозия, и для определения интервалов повторной оценки.

Для прямой оценки коррозионного растрескивания под напряжением (SCCDA) требуется план, который предусматривает:

Сбор и интеграция данных — для определения наличия условий для коррозионного растрескивания под напряжением, требующих оценки SCC; определить приоритетность сегментов трубопровода для оценки; а также для сбора и оценки данных, относящихся к коррозионному растрескиванию под напряжением, на всех земельных участках оператора. Когда присутствуют все следующие условия для SCC с высоким pH — рабочая нагрузка превышает 60% SMYS; рабочая температура выше 100 ° F; в пределах 20 миль от компрессорной станции; возраст старше 10 лет; и покрытия труб, отличные от эпоксидной смолы, склеенной плавлением — должен применяться метод оценки.
Методика оценки — для оценки участков на наличие коррозионного растрескивания под напряжением; определить его степень тяжести и распространенность; отремонтировать, снять или провести гидростатические испытания секции клапана; и определить любые дальнейшие требования к снижению.

Если в сегменте присутствуют условия для SCC, сегмент должен быть оценен и устранен, как указано в Приложении A3 ASME B31.8S, с применением:

Метод исследования и оценки раструба, или
Метод испытания гидростатическим давлением для SCC.

Для применения CDA требуется план, в котором указывается, что CDA может использоваться только при угрозах внутренней и внешней коррозии (§192.931).

Для внешней коррозии (EC) план должен соответствовать §192.925, однако:

Можно использовать только один инструмент непрямого исследования и исследовать одно показание высокого риска в каждом регионе ECDA; и
Все непосредственные признаки должны быть раскопаны в каждом регионе ECDA.

В отношении внутренней коррозии (IC) план оператора должен соответствовать §192.927, однако: только одно место с высоким уровнем риска должно быть раскопано в каждом регионе ICDA.

При применении ICDA или ECDA, если обнаружены дефекты, требующие устранения до следующей запланированной оценки, оператор должен применить формулу в § 6.2 и 6.3 Рекомендуемой практики 0502 Национальной ассоциации инженеров по коррозии (NACE), чтобы запланировать следующую оценка.

Разрабатываются ли стандарты для ICDA и SCCDA?

В декабре 2004 года КДЕС приняла Рекомендуемую практику 0204 для прямой оценки коррозионного растрескивания под напряжением (SCCDA) и сейчас находится в процессе принятия предлагаемой рекомендуемой практики для прямой оценки внутренней коррозии.Они предоставят операторам дополнительные инструкции по устранению угроз.

Существуют ли ссылочные стандарты, которые должны соблюдаться при применении DA?

Для ECDA: NACE RP 0502-2002 и ASME B31.8S §6.4.
Для ICDA и SCCDA: ASME B31.8S § 6.4, приложения A2, B2 и A3.
Для ICDA: Институт газовой технологии, GRI-02-0057, «Прямая оценка внутренней коррозии газопроводов — методология».

Дата редакции: 02262018

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

Что означает испытание 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 изменению 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.Соответствие нормам 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.

Испытание давлением может 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 кодексе или стандарте, подходящем для компонента или системы, можно установить номинальное расчетное давление на основе экспериментальных данных.

Коды трубопроводов

Существует множество правил и стандартов, касающихся трубопроводных систем. Два основных правила 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. Нормы ASME B31 для напорных трубопроводов состоят 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 жидких 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

В Кодексе ASME по котлам и сосудам высокого давления также есть несколько разделов, в которых содержатся требования к испытаниям давлением и герметичности трубопроводных систем, сосудов высокого давления и других устройств, удерживающих давление. Это:

Раздел I для энергетических котлов
Раздел III для компонентов атомных электростанций
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 среди множества 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 требований конкретного кодекса, которые должны использоваться для тестирования конкретной системы трубопроводов.

Методы проверки на герметичность

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

Гидростатические испытания с использованием воды или другой жидкости под давлением
Пневматические или газожидкостные испытания с использованием воздуха или другого газа под давлением
Комбинация пневматических и гидростатических испытаний, при которых сначала используется воздух низкого давления для обнаружения утечек
Первоначальное сервисное испытание, которое включает проверку на герметичность при первом вводе системы в эксплуатацию
Испытание на вакуум, при котором используется отрицательное давление для проверки наличия утечки
Испытание статическим напором, которое обычно проводится для дренажного трубопровода с водой, оставшейся в стояке на заданный период времени
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, необходимый 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 квадратный 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 к 1. 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 серьезная 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 замкнутом 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 выявления серьезных утечек.Такое низкое давление снижает опасность получения травм, но все же позволяет быстро обнаруживать крупные утечки. При необходимости ремонт можно провести перед гидростатическим испытанием. Этот метод может быть очень эффективным для экономии времени, особенно если требуется много времени, чтобы заполнить систему водой только для того, чтобы найти утечки с первой попытки. Если утечки будут обнаружены при гидростатическом испытании, потребуется больше времени, чтобы удалить воду и высушить трубопровод в достаточной степени для ремонта.

Гидростатико-пневматическое испытание на герметичность отличается от двухэтапного испытания, описанного в предыдущем абзаце.В этом случае испытание под давлением проводится с использованием комбинации 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 рассчитан на то, 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 для определенных ситуаций. Например, ASME B31.3 ограничивает использование этого метода для работы с жидкостями категории D. Гидравлические системы категории D считаются безопасными для человека и должны работать при давлении ниже 150 фунтов на кв. Дюйм (1035 кПа) и при температурах 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 первичные 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 запускается 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 — 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 тип проверки на герметичность в качестве проверки на герметичность производства. Однако очень сложно определить место или места утечки, если таковая существует.Генераторы дыма использовались для определения места втягивания дыма в трубопровод. Это очень трудно использовать, если утечка не достаточно велика, чтобы втягивать весь или большую часть дыма в трубу. Если дыма образуется значительно больше, чем может быть втянуто 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.

Испытание статической головки на герметичность
Этот метод испытания 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 напорная труба заполнены водой, уровень в напорной трубе измеряется и регистрируется. После необходимого периода выдержки высота снова проверяется, и любое снижение уровня и период выдержки записываются. Любое место утечки определяется визуальным осмотром.

Тестирование на утечку 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. Датчик 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 попадают на пластину коллектора (катод). Счетчик показывает ток, пропорциональный скорости образования ионов и, следовательно, скорости потока утечки. Зонд галогенного детектора калибруется с помощью отверстия, через которое проходит известный поток утечки. Зонд детектора 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 гелия может быть выполнено с использованием двух других методов, которые более чувствительны 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, принятым 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 замкнутой системы позволяет обнаруживать утечки величиной от 1X10 ^-10 куб. См / с (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, пока каждая молекула гелия не будет удалена из детектора.

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 закрытой 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 до тех пор, 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 герметичность гелием редко, если вообще когда-либо, используются для демонстрации того, что система может безопасно выдерживать расчетное давление.

Детекторы утечек

с гелиевым покрытием не смогут обнаружить утечки, если компонент или система трубопроводов не станут полностью сухими. Жидкость, содержащаяся в небольшом пути утечки из-за капиллярного действия, может перекрыть утечку из-за низкого давления гелия и поверхностного натяжения жидкости. Поэтому требуется большая осторожность при использовании этого подхода в полностью сухих условиях.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 нормами 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 по крайней мере 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 давления, которое могло бы вызвать податливость, или максимально допустимого испытательного давления 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, подвергаемого испытанию. Испытательное давление необходимо для демонстрации того, что система может безопасно выдерживать номинальное давление. После этого периода давления, превышающего расчетное, часто допустимо понизить давление до более низкого значения для проверки герметичности. Исследовательское давление поддерживается в течение времени, необходимого для проведения тщательного

Код	Тип испытания
ASME B31.1	Гидростатическая (1)
ASME B31.1	Пневматический
ASME B31.1	Первоначальное обслуживание
ASME B31.3	Гидростатическая
ASME B31.3	Пневматический
ASME B31.3	Первичное обслуживание (3)
ASME I	Гидростатическая
ASME III Раздел 1 Подраздел NB	Гидростатическая
ASME III Раздел 1 Подраздел NB	Пневматический
ASME III Раздел 1, подраздел NC	Гидростатическая
ASME III Раздел 1, подраздел NC	Пневматический
ASME III Раздел 1, подраздел ND	Гидростатическая
ASME III Раздел 1, подраздел ND	Пневматический
Код	Испытательное давление минимум
ASME B31.1	1,5-кратный дизайн
ASME B31.1	в 1,2 раза больше конструкции
ASME B31.1	Нормальное рабочее давление
ASME B31.3	1,5-кратное исполнение (2)
ASME B31.3	В 1,1 раза больше конструкции
ASME B31.3	Давление расчетное
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 процентов от 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	Давление расчетное
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 на полное обследование на герметичность
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	Давление расчетное
ASME B31.1	Ниже 100 фунтов на кв. Дюйм или расчетного давления
ASME B31.1	Нормальное рабочее давление
ASME B31.3	1,5-кратный дизайн
ASME B31.3	Давление расчетное
ASME B31.3	Давление расчетное
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 1,5-кратного 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.	Кодекс 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.

Причин выхода из строя оборудования, работающего под давлением, много: 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 сосредоточить внимание на опасностях и рисках, связанных с хранением, обращением и перекачкой жидкостей под давлением. Когда сосуды под давлением действительно выходят из строя, это обычно является результатом разрушения корпуса в результате коррозии и эрозии (разрушение корпуса составляет более 50%).

Судно новой постройки разорвано во время гидроиспытаний

Все сосуды под давлением имеют свои собственные специфические опасности, включая большую накопленную потенциальную силу, 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 DOE и другие).
В этих правилах изложены 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 приведут к отказу сосуда, и определить (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 снизить давление для безопасной эксплуатации системы.

Все компании, работающие с оборудованием, работающим под давлением, почти все имеют расширенные технические инструкции по испытаниям сосудов под давлением и трубопроводных систем. Эти инструкции подготовлены 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.

Запуск нового резервуара при испытании на пневматическое давление воздухом

Определения испытаний под давлением

Изменение — Изменение — это физическое изменение любого компонента, которое имеет 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 с описанием ожидаемых опасностей, связанных с оборудованием, и проектных параметров, которые будут использоваться.
Высокое давление — Давление газа по манометру более 20 МПа (3000 фунтов на кв. Дюйм) и давление жидкости выше 35 МПа по манометру (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 как расчетное давление, 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 выдержать 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 является термином кода ASME и 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.
Сосуд под давлением — Компонент с относительно большим объемом, работающий под давлением (например, сферический или цилиндрический контейнер), с поперечным сечением больше, чем соответствующий трубопровод.
Контрольное испытание — Испытание, в котором прототипы оборудования подвергаются воздействию давления для определения фактического выходного давления или давления разрушения (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 эксплуатироваться 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 высокого давления Код: Раздел VIII Сосуды высокого давления
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
Нагреватели с огневым обогревом по API 560 для нефтеперерабатывающих заводов общего назначения
API 570 Инспекция, ремонт, изменение и изменение параметров трубопроводных систем в процессе эксплуатации
API 579 Проект рекомендованной практики API для пригодности к эксплуатации

Роберт Б. Адамс

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

Интересные статьи об отказе при опрессовке

Отказ сосуда под давлением во время пневматического испытания

Отказ сосуда под давлением во время гидроиспытаний

Отказ сосуда под давлением во время испытания воздуха

Примечание автора…

Испытания под давлением ASME B31.3

Трубопроводные системы 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 кодексу, 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 только тест, чтобы определить, есть ли в системе точки утечки.* С другой стороны, существуют нормы, которые могут потребовать 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 конструктивно прочными, а не только герметичными.

ASME B31.3, п. 345.1 гласит:
До ввода в эксплуатацию и после завершения соответствующих обследований, требуемых параграфом. 341, каждая система трубопроводов должна быть испытана на герметичность. Испытание должно быть гидростатическим испытанием 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 абз. 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 нормативам, 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 зависит от допустимых пределов напряжений в трубопроводе, а также от 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 технологический 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 использовать низкотемпературную пузырьковую жидкость.

Итак, вывод:

Если вам дано задание выполнить гидроиспытание при 16 бар, то это должно быть 1.5-кратное расчетное давление 10,67 бар. В соответствии с 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.
Возможность хрупкого разрушения должна быть рассмотрена соответствующим инженером. В случае температуры ниже 0 ° C, используемый материал следует проверить, чтобы убедиться, что он не ниже минимально допустимой температуры для этой стали.
Опытный инженер должен разработать набор процедур испытаний под давлением.В этих процедурах необходимо указать, какие участки трубы проходят испытания, в каких положениях следует размещать клапаны, какие предохранительные устройства необходимо снять (или установить) и т. Д.
Пневматическое испытание необходимо начинать при давлении 25 фунтов на кв. Дюйм, а перед повышением давления необходимо провести предварительную проверку на утечки.
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

% PDF-1.6 % 458 0 obj> эндобдж xref 458 185 0000000016 00000 н. 0000005095 00000 н. 0000005274 00000 н. 0000005402 00000 п. 0000005445 00000 н. 0000005840 00000 н. 0000005951 00000 п. 0000006064 00000 н. 0000006776 00000 н. 0000007394 00000 н. 0000008021 00000 н. 0000008586 00000 н. 0000009188 00000 п. 0000009668 00000 н. 0000010103 00000 п. 0000010289 00000 п. 0000010541 00000 п. 0000011017 00000 п. 0000011613 00000 п. 0000012157 00000 п. 0000032303 00000 п. 0000038462 00000 п. 0000038734 00000 п. 0000039030 00000 н. 0000039101 00000 п. 0000039176 00000 п. 0000039310 00000 п. 0000039358 00000 п. 0000039522 00000 н. 0000039570 00000 п. 0000039737 00000 п. 0000039785 00000 п. 0000039938 00000 н. 0000039986 00000 н. 0000040140 00000 п. 0000040188 00000 п. 0000040395 00000 п. 0000040442 00000 п. 0000040594 00000 п. 0000040642 00000 п. 0000040768 00000 п. 0000040816 00000 п. 0000040994 00000 п. 0000041042 00000 п. 0000041167 00000 п. 0000041215 00000 п. 0000041345 00000 п. 0000041393 00000 п. 0000041535 00000 п. 0000041583 00000 п. 0000041722 00000 п. 0000041770 00000 п. 0000041905 00000 п. 0000041953 00000 п. 0000042075 00000 п. 0000042123 00000 п. 0000042254 00000 п. 0000042302 00000 п. 0000042430 00000 п. 0000042478 00000 п. 0000042587 00000 п. 0000042635 00000 п. 0000042748 00000 н. 0000042796 00000 н. 0000042918 00000 п. 0000042966 00000 п. 0000043089 00000 п. 0000043137 00000 п. 0000043254 00000 п. 0000043301 00000 п. 0000043406 00000 п. 0000043453 00000 п. 0000043582 00000 п. 0000043629 00000 п. 0000043763 00000 п. 0000043810 00000 п. 0000043951 00000 п. 0000043998 00000 п. 0000044115 00000 п. 0000044162 00000 п. 0000044302 00000 п. 0000044349 00000 п. 0000044501 00000 п. 0000044548 00000 п. 0000044702 00000 п. 0000044749 00000 п. 0000044916 00000 п. 0000044963 00000 н. 0000045089 00000 п. 0000045136 00000 п. 0000045228 00000 п. 0000045276 00000 п. 0000045427 00000 п. 0000045528 00000 п. 0000045576 00000 п. 0000045684 00000 п. 0000045835 00000 п. 0000045982 00000 п. 0000046030 00000 п. 0000046180 00000 п. 0000046329 00000 п. 0000046432 00000 п. 0000046479 00000 п. 0000046584 00000 п. 0000046631 00000 п. 0000046781 00000 п. 0000046911 00000 п. 0000046958 00000 п. 0000047043 00000 п. 0000047090 00000 п. 0000047189 00000 п. 0000047236 00000 п. 0000047333 00000 п. 0000047380 00000 п. 0000047489 00000 н. 0000047536 00000 п. 0000047630 00000 п. 0000047677 00000 п. 0000047783 00000 п. 0000047830 00000 п. 0000047935 00000 п. 0000047982 00000 п. 0000048089 00000 п. 0000048136 00000 п. 0000048183 00000 п. 0000048230 00000 н. 0000048322 00000 п. 0000048370 00000 п. 0000048485 00000 п. 0000048635 00000 п. 0000048745 00000 п. 0000048793 00000 п. 0000048918 00000 п. 0000048966 00000 н. 0000049069 00000 п. 0000049117 00000 п. 0000049221 00000 п. 0000049269 00000 п. 0000049363 00000 п. 0000049411 00000 п. 0000049514 00000 п. 0000049562 00000 п. 0000049667 00000 п. 0000049715 00000 п. 0000049814 00000 п. 0000049862 00000 п. 0000049910 00000 п. 0000049958 00000 н. 0000050069 00000 п. 0000050117 00000 п. 0000050263 00000 п. 0000050311 00000 п. 0000050359 00000 п. 0000050439 00000 п. 0000050487 00000 п. 0000050584 00000 п. 0000050632 00000 п. 0000050731 00000 п. 0000050779 00000 п. 0000050877 00000 п. 0000050925 00000 п. 0000051030 00000 п. 0000051078 00000 п. 0000051191 00000 п. 0000051239 00000 п. 0000051361 00000 п. 0000051409 00000 п. 0000051504 00000 п. 0000051552 00000 п. 0000051658 00000 п. 0000051706 00000 п. 0000051810 00000 п. 0000051858 00000 п. 0000051906 00000 п. 0000051954 00000 п. 0000052071 00000 п. 0000052119 00000 п. 0000052251 00000 п. 0000052299 00000 н. 0000052411 00000 п. 0000052459 00000 п. 0000052561 00000 п. 0000052609 00000 п. 0000052657 00000 п. 0000003996 00000 н. трейлер ] >> startxref 0 %% EOF 642 0 obj> поток xb«b`g`e« €

Трубопроводы и подземные системы — AMPP

Трубопроводы и подземные системы

Коррозия является основной причиной отказов резервуаров и трубопроводов.Эти системы часто переносят и хранят продукты, включая сухой газ, влажный газ, сырую нефть с увлеченной / эмульгированной водой и обработанные жидкости.

Связанные с коррозией затраты на мониторинг, замену и техническое обслуживание трубопроводов для сбора и транспортировки оцениваются в 7 миллиардов долларов в год только в США и еще 5 миллиардов долларов на распределение газа, согласно недавним исследованиям NACE International, таким как исследование NACE IMPACT 2016 и Исследование 2002 г. «Расходы на коррозию и стратегии предотвращения в США».

Как вышеупомянутые, так и подземные резервуары для хранения подпадают под действие Правил EPA по предотвращению, контролю и противодействию разливу (SPCC), а Закон EPA об энергетической политике 2005 года содержит особые положения о коррозии для подземных резервуаров. Агентство по охране окружающей среды США требует защитного покрытия и катодной защиты для всех подземных трубопроводов, установленных или замененных после августа 2002 года, в то время как Управление по безопасности трубопроводов и опасных материалов США (PHMSA) регулирует нефте- и газопроводы, включая минимальные федеральные стандарты безопасности, правила транспортировки жидкостей, и максимально допустимое рабочее давление (MAOP) для нефте- и газопроводных систем.

NACE SP0169 и NACE SP0502 включены посредством ссылки в 49 CFR. Эти стандарты предоставляются NACE бесплатно (загружаются) тем, кто должен соблюдать правила. NACE SP0169-2013, а также SP0285-2011, TM0101-2012, TM0497-2012 и RP0193-2001, также включены в качестве ссылки в Часть 613 Раздела 6 Департамента охраны окружающей среды штата Нью-Йорк в Официальный сборник кодов, правил и Правила штата Нью-Йорк (NYCRR) предоставляются бесплатно тем, кто должен их соблюдать.

Являясь ведущим ресурсом нефтегазовой отрасли, Консультативный совет по трубопроводам NACE International предоставляет Совету директоров NACE информацию о потребностях отрасли в повышении осведомленности о проблемах коррозии.

Информационный бюллетень по инфраструктуре

Гидростатические испытания — Enbridge Inc.

Enbridge управляет самой большой и сложной системой трубопроводов для жидкостей в мире. Целостность и надежность нашей трубопроводной системы являются нашим приоритетом номер один и служат для защиты землевладельцев, арендаторов, сообществ и окружающей среды вдоль полосы отвода трубопровода.Профилактические меры безопасности, такие как гидростатические испытания, имеют решающее значение для обслуживания нашей трубопроводной системы и предотвращения будущих инцидентов.

Наши комплексные меры безопасности начинаются с качественных материалов и продолжаются высокими стандартами проектирования и строительства, гидростатическими испытаниями перед вводом в эксплуатацию новых трубопроводов, а также применением 24-часового компьютеризированного мониторинга давления, регулярного наблюдения за маршрутом и постоянного продвижения передовых технологий в отрасли. программы целостности и обслуживания.

Что такое гидростатические испытания?

Гидростатические испытания — это тщательно спланированный и контролируемый процесс, который дает Enbridge возможность подтвердить пороговое значение для безопасной работы в соответствии с федеральными нормативными стандартами. Гидростатическое испытание проводится после строительства всего нового трубопровода, до ввода трубопровода в эксплуатацию, а также может быть выполнено на существующих трубопроводах, уже находящихся в эксплуатации, для подтверждения целостности трубопровода и его пропускной способности.

Какие шаги необходимо выполнить при гидростатических испытаниях существующего трубопровода?

Шаг 1: Вода, окрашенная с использованием водорастворимого биоразлагаемого зеленого красителя, вводится в трубопровод между партиями нефти, транспортируемыми в рамках обычных операций.Вода и масло отделяются и герметизируются друг от друга с помощью уретановых цилиндров (называемых «скребками»), а затем партия перемещается по линии до тех пор, пока не достигнет идентифицированного участка трубы для тестирования.

Шаг 2: Затем давление тестируемого сегмента повышается для достижения и поддержания желаемых уровней тестирования и периода времени. Если во время теста происходит утечка воды, ее обнаруживают, а пораженный участок ремонтируют и повторно проверяют. Если во время теста произойдет выделение воды, вода может кратковременно брызнуть в воздух или в лужу на земле.

Шаг 3: В процессе испытаний участок трубопровода под давлением патрулируется как с вертолета, так и пешком. Давление контролируется с помощью сложных компьютерных программ обработки данных.

Шаг 4: После испытания вода транспортируется по трубопроводу на предприятие Enbridge, обычно в резервуар на одном из наших терминалов. Вода очищается, обрабатывается и утилизируется в соответствии с местными, государственными и федеральными постановлениями и / или экологическими разрешениями.

Шаг 5: Внутренние проверки трубопровода с использованием «умных скребков» позволяют получить дополнительные данные о состоянии трубопровода, а также удалить оставшуюся воду и другие потенциальные загрязнители.

Шаг 6: Любая незащищенная часть трубы, к которой осуществлялся доступ во время испытания, засыпается, и ее свойства восстанавливаются.

Шаг 7: Обычная отгрузка североамериканской сырой нефти возобновляется по трубопроводу для безопасной доставки потребителям нефтеперерабатывающего завода и превращения в продукты, от которых мы все зависим в нашей повседневной жизни.

Чего ожидать

Землевладельцы и арендаторы вдоль трассы трубопровода будут уведомлены письмом, в котором будут указаны даты испытаний и общее расположение тестируемого участка трубопровода. Во время фактического периода испытаний знаки будут вывешены вдоль зон общественного доступа, а реклама будет размещаться в местных газетах рядом с испытываемым участком трубопровода.

Землевладельцы и арендаторы вдоль трассы трубопровода могут рассчитывать на:

Временные работы на трассе трубопровода;
Временные повышенные уровни шума в ограниченных местах, где установлено испытательное оборудование и где работает персонал; и,
Работа может выполняться как ночью, так и днем для достижения предписанной продолжительности, обычно не менее восьми часов непрерывной работы при требуемом давлении.Однако некоторые землевладельцы и арендаторы будут затронуты или заметят большие отклонения от нормального уровня активности.

Общественная осведомленность и безопасность

Знаки вывешиваются на точках общественного доступа вдоль испытательной площадки, чтобы люди не могли приближаться к трубе во время испытания на расстоянии не менее 100 футов.

Если труба выходит из строя во время испытания, испытательная вода под давлением может кратковременно разбрызгиваться в воздух и, в конечном итоге, скапливаться на земле. Не подходите к выпуску.

Бригады трубопроводов будут наблюдать за линией; однако, если вы обнаружите разрыв или лужу цветной воды на земле рядом с испытательной площадкой, позвоните по телефону 1-800-858-5253.Экипажи Enbridge ответят немедленно.

Гидростатические испытания — PetroWiki

Гидростатические испытания — это способ проверки сосудов под давлением, таких как трубопроводы, водопровод, газовые баллоны, котлы и топливные баки на прочность и герметичность.

Испытания трубопроводов

Гидроиспытания труб и / или трубопроводов выполняются для выявления дефектных материалов, которые не были обнаружены ранее, чтобы убедиться, что любые оставшиеся дефекты достаточно незначительны для работы при проектных давлениях, выявить возможные утечки и служить в качестве окончательной проверки целостности построенного объекта. система.

Трубопроводы подземные

Подземные нефте- и газопроводы высокого давления испытывают на прочность путем создания в них давления не менее 125% от их максимального рабочего давления (MAOP) в любой точке по их длине. Поскольку многие трубопроводы для передачи на большие расстояния спроектированы таким образом, чтобы напряжение стального кольца составляло 80% от указанного минимального текучести (SMYS) при MAOP, это означает, что во время испытания сталь подвергается нагрузке до SMYS и выше, и необходимо выбирать испытательные участки, чтобы гарантировать что не происходит чрезмерной пластической деформации.

Проверка на герметичность

Испытание на герметичность выполняется путем сопоставления изменений измеренного давления в испытательной секции с теоретическими изменениями давления, рассчитанными на основе изменений измеренной температуры испытательной секции.

Список литературы

Интересные статьи в OnePetro

Кавахара, Ю., Умехара, Ю., Иидзука, Х., и Кикучи, К. 2006. Разработка системы гидростатических испытаний морской воды для резервуара для хранения СПГ на земле. NACE International. OnePetro

Пауэлл, Д.Э., Меланкон, Б., и Винтерс, Р. Х. 2011. Рекомендации по проведению испытаний на гидростатическое давление и управлению увеличенным временем выдержки при сухой / влажной укладке. NACE International. OnePetro

Texter, H. G. 1951. Испытания на внутреннее гидростатическое давление как мера рабочих характеристик обсадных труб и насосно-компрессорных труб нефтяных скважин. Мировой нефтяной конгресс. OnePetro

Книги, заслуживающие внимания

Американская ассоциация водопроводных сооружений. 2010. Полевое руководство по гидростатическим испытаниям. Денвер, Колорадо: Американская ассоциация водопроводных сооружений.WorldCat

Международное общество измерения и контроля, Американское приборостроительное общество и Американский национальный институт стандартов. 1995. Гидростатические испытания регулирующей арматуры. Парк Исследований Треугольника, Северная Каролина: Инструментальное общество Америки. WorldCat

Лам, Си-Тай. 1975. Гидростатические испытания линейных вязкоупругих материалов. WorldCat

Общество стандартизации производителей арматуры и фитингов. 1961 г. Гидростатические испытания стальной арматуры. Нью-Йорк, штат Нью-Йорк.: Общество. WorldCat

Контрольная опрессовка (КО) — СтудИзба

Контрольная опрессовка (КО).

Опрессовка газопровода: правила и эксплуатационные нормы

Когда проводят опрессовку

Подготовительные работы перед опрессовкой

Основные нормы и правила проведения газоопасных работ

Когда и для каких объектов газового хозяйства нужна контрольная опрессовка

Алгоритм выполнения работ

Результаты контрольной опрессовки газопровода

В каких случаях пуск газа запрещён

Основные положения по безопасности при пуске газа в систему

Видео по теме: Опрессовка систем газоснабжения

контрольные работы по испытанию герметичности

Выполнение технической проверки

Подготовительные работы и мероприятия

Контроль герметичности газопровода

Пример опрессовки частного газопровода

Несколько значимых моментов

Выводы и полезное видео по теме

Норма контрольной опрессовки наружных газопроводов всех давлений:

Контрольная опрессовка, ее назначение, испытательное давление наружных газопроводов.

6. Газоопасные работы «ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ В ГАЗОВОМ ХОЗЯЙСТВЕ. ПБ 12-368-00» (утв. Постановлением Госгортехнадзора РФ от 26.05.2000 N 27)

Правила безопасности в газовом хозяйстве (54351)

Hydrostatic Test — обзор

PHMSA: Связь с заинтересованными сторонами — газ для прямой оценки

Краткие факты:

Почему операторы трубопроводов используют прямую оценку для оценки целостности трубопровода?

Как проводится прямая оценка?

Разрабатываются ли стандарты для ICDA и SCCDA?

Существуют ли ссылочные стандарты, которые должны соблюдаться при применении DA?

Что означает испытание под давлением ..

Коды трубопроводов

Методы проверки на герметичность

Испытательное давление

Отказ оборудования, работающего под давлением

Программа испытаний под давлением

Определения испытаний под давлением

Коды, стандарты и ссылки

Трубопроводы и подземные системы — AMPP

Трубопроводы и подземные системы

Гидростатические испытания — Enbridge Inc.

Что такое гидростатические испытания?

Какие шаги необходимо выполнить при гидростатических испытаниях существующего трубопровода?

Чего ожидать

Общественная осведомленность и безопасность

Гидростатические испытания — PetroWiki

Испытания трубопроводов

Трубопроводы подземные

Проверка на герметичность

Список литературы

Интересные статьи в OnePetro

Книги, заслуживающие внимания

Мультимедиа

Внешние ссылки

См. Также

Добавить комментарий Отменить ответ