Опрессовка газопровода в многоквартирном доме: низкого давления и перед спуском газа

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.

Содержание

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

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

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

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

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

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

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

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

Результаты контрольной опрессовки газопровода

В каких случаях пуск газа запрещён

Пуск газа запрещается в следующих случаях:

Запрет на пуск газа

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 пуски газа

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.

Техническая проверка газопроводаТехническая проверка газопровода

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.

Техническая документацияТехническая документация

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.

Продувка газопроводаПродувка газопровода

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.

Опрессовка газопроводаОпрессовка газопровода

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

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

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

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

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

Опрессовка газовых труб внутри дома Опрессовка газовых труб внутри дома

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.

Манометр для опрессовки газопроводаМанометр для опрессовки газопровода

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.

Подключение к магистральному газопроводуПодключение к магистральному газопроводу

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.

опрессовка газовой системыопрессовка газовой системы

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.

Порядок опрессовочных работПорядок опрессовочных работ

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.

Опрессовка газовых труб под землейОпрессовка газовых труб под землей

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.

Проверка состояния трубПроверка состояния труб

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.

4.1 Контрольная опрессовка газового оборудования жилых домов. Организация эксплуатации газового хозяйства г. Новороссийска

Похожие главы из других работ:

Выбор и расчет основных показателей системы золошлакоудаления

6. Расчет газового тракта

Для упрощения расчетов газового тракта все сопротивления рассчитываются для сухого воздуха при нормальных условиях и приведенной плотности =0,123 кг/м3.

Расчет перепада полных давлений по газовому тракту (под разряжением)…

Газове зварювання

4. Обладнання для газового зварювання

Апарати, в яких одержують технічний ацетилен, називаються ацетиленовими генераторами. Залежно від принципу взаємодії карбіду кальцію з водою розрізняють такі системи генераторів: «карбід у воду», «вода на карбід»…

Газоснабжение района города Липецка

3.6. Определение годового расхода теплоты на отопление, вентиляцию, горячее водоснабжение жилых и общественных зданий

Годовой расход теплоты (МДж/год) на отопление и вентиляцию жилых и общественных зданий вычисляют по формуле:

(3.9)

где — температуры соответственно внутреннего воздуха отапливаемых зданий, расчетная наружная для данного района строительства…

Организация эксплуатации газового хозяйства г. Новороссийска

4. Эксплуатация газового оборудования жилых домов

Техническая эксплуатация газового оборудования жилых, общественных зданий и коммунальных предприятий должна производиться с учетом требований правил безопасности…

Перспектива развития газовой промышленности

2.3 Эксплуатация газового оборудования котельной

К работе по пуску газа, обслуживанию и ремонту газопроводов и газового оборудования котельных допускаются сотрудники, которые прошли инструктаж по технике безопасности, медицинский осмотр…

Проект аппаратно-технологической схемы очистки запыленного воздуха

Аэродинамический расчет газового тракта

Таблица 7

№ участка

l, м

Qр, м3/c

d, м

F, м2

х, м/с

ДPтр, Па

Кэ, м

Re

л

Уж

ДPмс, Па

ДPуч, Па

УДPс, Па

1

15,6

0,83

0,25

0,049

16,94

295,8

0,001

2,71·105

0,028

10,5

177,8

473,6

1014

2

6,9

0,83

0,25

0,049

16,94

130,8

0,001

2,71·105

0,028

0,7

118,5

249,3

3

9,1

0,83

0,25

0,049

16…

Проект газовой котельной мощностью 22,0 МВт

7.2.3 Подбор газового оборудования

Установка газорегуляторная шкафная УГРШ (К) с одной линией редуцирования и байпасом…

Проект поточной линии механической обработки детали «Вал»

Контрольная

Стол ОТК

Штангенциркуль (523)

Линейка (526)

Микрометр (511)…

Проектирование отопления, вентиляции и водоснабжения школы

2.2 Расчет расхода теплоты на горячее водоснабжение для жилых и общественных зданий

Средний поток теплоты (Вт), расходуемый за отопительный период на горячее водоснабжение зданий находим по формуле:

Фг.в. = qг.в. · nж,

В зависимости от нормы потребления воды при температуре 550С…

Разработка системы автоматизированного раскроя кровельного материала

1.4 Типы и виды крыш домов

Выбор материала для кровли во многом зависит от типа крыши. Крыши бывают плоские и скатные.

Плоские крыши (пологоскатные) — угол их наклона составляет 2,5-3% от уровня горизонта. В коттеджном строительстве используются крайне редко…

Тепловой и конструктивный расчеты поршневого компрессора

2. Расчет газового тракта

Газодинамические потери в тракте компрессора в значительной мере влияют на холодопроизводительность и затраты мощности.

D=60 мм, s=42 мм. Параметры пара в патрубках и клапанах определяем по режиму…

Технология переработки полимеров

Контрольная работа № 1

1.Факторы, влияющие на гибкость макромолекулы

Важнейшим свойством макромолекул является гибкость. Гибкость макромолекул — это способность полимерных цепей изменить свою конфигурацию, т. е…

Технология переработки полимеров

Контрольная работа № 2

1…

Технология переработки полимеров

Контрольная работа № 3

Эксплуатация газопроводов и оборудования микрорайона с котельной и детальная разработка защиты газопроводов от электрохимической коррозии

2.3 Эксплуатация внутридомового газового оборудования

Эксплуатация внутридомового газового оборудования состоит из приёмки газового оборудования и профилактического обслуживания и ремонта. Приемка газового оборудования состоит из: внешний осмотр газовой сети…

Опрессовка газопровода — 13 советов адвокатов и юристов

В 2010 году подвел к частному дому газ, получал тех. условия, нанимал организацию имеющую право на выполнение работ, заключил договор (бессрочный) на тех. обслуживание гор. газом. Не убрал заглушку между газопроводом и домом, так как не собирался там проживать. Сейчас опрессовку моей части газопровода сделали и выдали протокол, а гор. газ требует все работы повторить и вновь за все заплатить, начиная с заявления на выдачу тех. условий. Что делать?

Виктор, добрый день!
Вам необходимо взять перечень документов, которые необходимо собрать как для заключения договора на техническое обслуживание, так и отдельно список документов для заключения договора на поставку газа.
Если Вам отказывают в заключении договора на техническое обслуживание, то Вам необходимо обратиться с письменным заявлением, где указать, какие технические документы у Вас подготовлены, приложить их копии к заявлению и просить в заявлении заключить договор на обслуживание. Дождаться ответа, по закону не более 30 дней. Желательно узнать кто исполнитель и торопить их с ответом.
Ещё у них по Вашему адресу такая документация должна быть в архиве, так как та организация, которая Вам готовила тех. документацию обязана была сдать её газовикам. Если у Вас нет этой документации, тогда Вам её необходимо в компании, которая Вам такую документацию готовила восстановить. Позвоните газовикам в архив, уточните есть ли там такая документация. Единственное, что Вам нужно будет какую-то работу всё же оплатить при пуске газа.
Я Вам скажу на собственном примере, что имея примерно такую же ситуацию как у Вас я три месяца боролся. И без письменных обращений не обошлось.
Если нужно будет составить грамотное заявление или претензию обращайтесь +7 (920)552-30-30.


Вам помог ответ?
Да
Нет

Правомерно ли УК требует оплатить опрессовку газовой системы многоквартирного дома?

Здравствуйте! Если так решила УК, то вероятнее всего надо, поскольку подобными вопросами как раз она и занимается.

Вот по вырезка из ЖК РФ про их права и обязанности.

Управляющая компания обязана:

-Исполнять полномочия по Управлению Многоквартирным домом, выполнять работы и оказывать услуги по Содержанию и Текущему ремонту Общего имущества в Многоквартирном доме, иные работы и услуги в соответствии с условиями Договора на управление, содержание и ремонт.

-Организовать круглосуточное диспетчерское обслуживание и оперативное устранение неисправностей в работе инженерного оборудования и внутридомовых инженерных сетей.

-Информировать Пользователя (Собственника) о причинах и предполагаемой продолжительности перерывов в предоставлении коммунальных услуг путем размещения объявлений в местах общего пользования Многоквартирного дома, если такие перерывы не связаны с проведением аварийно-восстановительных работ;

-В случае невыполнения работ или неоказания услуг, предусмотренных Договором, уведомить Собственника помещений о причинах нарушения путем размещения соответствующей информации в местах общего пользования Многоквартирного дома. Если невыполненные работы или не оказанные услуги могут быть выполнены (оказаны) позже, предоставить информацию о сроках их выполнения (оказания), а при невыполнении работ и/или неоказании услуг, предусмотренных Договором, произвести перерасчет платы за не выполненные работы/не оказанные услуги за текущий месяц в порядке, предусмотренном действующим законодательством РФ;

-Информировать Пользователя (Собственника) об изменении размера платы за содержание и ремонт жилого помещения или коммунальные услуги не позднее, чем за 10 рабочих дней до введения новых тарифов или цен путем размещения информации в платежных документах и/или в местах общего пользования Многоквартирного дома;

-Обеспечить Пользователя (Собственника) информацией о телефонах аварийных служб путем размещения объявлений в местах общего пользования Многоквартирного дома и на информационных стендах Управляющей компании;

-По истечении оплаченного авансом периода обеспечить доставку Пользователю (Собственнику) платежных документов не позднее 1 (Первого) числа месяца, следующего за истекшим.

Управляющая компания вправе:

— Выполнять работы и оказывать услуги по Управлению, Содержанию и Текущему ремонту, а также работы по Капитальному ремонту (в случае принятия соответствующего решения общим собранием Собственников или членов Товарищества), дополнительные услуги самостоятельно в полном объеме или частично, либо путем привлечения третьих лиц;

-.Проводить начисление, сбор и перерасчет платежей Собственников и Пользователей за услуги и работы по управлению Многоквартирным домом, Содержанию, Текущему и Капитальному ремонту, Коммунальные услуги (ресурсы), дополнительные услуги, а также за иные услуги самостоятельно, либо путем привлечения третьих лиц;

— Информировать надзорные и контролирующие органы о несанкционированном переустройстве и перепланировке Помещений, Общего имущества, а также об использовании их не по назначению;

— В порядке, предусмотренном действующим законодательством РФ, принимать меры по взысканию задолженности Пользователей и Собственников по оплате за услуги и работы по Управлению Многоквартирным домом, Содержанию, Текущему и Капитальному ремонту, Коммунальные и прочие услуги;

— Представлять интересы Пользователей и Собственников по защите прав, связанных с обеспечением их жилищными, Коммунальными и прочими услугами;

— По решению общего собрания Собственников инвестировать средства в Общее имущество с их последующим возмещением Собственниками, в порядке и размерах, определенных решением общего собрания Собственников;

— Средства, полученные за счет экономии предоставляемых жилищных, Коммунальных услуг (ресурсов) и прочих услуг (ресурсосбережение, перерасчеты платежей и др.), направлять на возмещение убытков, связанных с предоставлением жилищных, Коммунальных услуг (ресурсов) и прочих услуг, оплату дополнительных работ и услуг по Содержанию и Текущему ремонту, оплату работ по Капитальному ремонту, компенсацию инвестированных Управляющей компанией в Общее имущество средств, возмещение убытков по деликтным отношениям, актам вандализма, штрафным санкциям, связанным с Управлением Многоквартирным домом;

— При наличии в Помещении введенных в эксплуатацию индивидуальных приборов учета воды не реже двух раз в течение календарного года контролировать правильность снятия Пользователем (Собственником) их показаний и, при необходимости, выполнять корректировку платежей за холодное и горячее водоснабжение;

— Без предварительного уведомления Пользователя (Собственника) приостановить или ограничить предоставление Коммунальных услуг в случаях, предусмотренных действующим законодательством РФ, а также в установленном законодательством порядке приостановить или ограничить предоставление Коммунальных услуг в случае неоплаты или неполной оплаты одной или нескольких Коммунальных услуг.

Но в любом случае самое весомое решение принимается общим собранием жильцов.

Если постоянно идут разногласия, то Вы можете избрать иную форму управления — ТСЖ.

Герметичность системы газопровода

В системе газопровода понятие герметичности приобретает сакральный смысл. Газовый трубопровод, как потенциально опасный, должен быть изолирован качественно — касается это самих труб и мест соединения их между собой и арматурой. Поговорим сегодня о том, когда, как и для чего проверяют герметичность трубопровода. И по каким правилам проходят испытания.

Этапы проверки газопровода на герметичность

Проверка на прочность и герметичность газопровода — опрессовка — проводится сразу после монтажа и в период эксплуатации. Перед подключением готовой системы к магистрали необходимо убедиться в том, что монтаж, изоляция, герметизация трубопровода выполнена грамотно и нет никаких рисков.

Процедура проверки осуществляется строительно-монтажной организацией в присутствии представителей местного газового хозяйства и обслуживающей организации здания или иного объекта. Обязательно перед началом испытаний бригада проходит инструктаж по технике безопасности и подписывает соответствующий акт.

Роль проектных документов и официальных бумаг при работе с газовой системой переоценить трудно. Здесь практически каждый шаг и каждое решение фиксируется. Так, опрессовку проводят строго по регламенту, заранее сверив проектную документацию с готовым трубопроводом. Проверяют и сверяют технические характеристики системы, наличие и место установки арматуры, соответствие материалов.

Алгоритм действий в ходе проверки прочности и герметичности газопровода:

(На примере запуска бытового газопровода)

При запуске бытового газопровода в многоквартирном доме, учреждении, на предприятии проверяют на герметичность участок от отключающего устройства на вводе в здание до кранов газового оборудования. Допускается проверка газом (пневматическая) и воздухом.

  1. Внутренний трубопровод делят на участки для поэтапной проверки. В некоторых случаях, если говорить о бытовых коммуникациях, возможна проверка всей системы единовременно.
  2. Тестируемый участок отключают, закрывают вентили высокого и низкого давления
  3. На участке с обеих сторон устанавливают заглушки
  4. С помощью нагнетательного оборудования постепенно создается пробное давление, которое превышает рабочее давление системы в среднем на 25%. Оно считается избыточным.
  5. С помощью измерительных приборов — манометров — фиксируется значение максимального давления. В течение времени испытания оно не должно падать, что четко отслеживается измерителями. Возможна погрешность в рамках одной шкалы.
  6. Места соединения труб, подключения аппаратуры и оборудования, ответвления и переходы проверяются на герметичность (утечку газа) с помощью специального прибора — газоиндикатора. Однако чаще всего для проверки герметичности стыков используют мыльный раствор или эмульсию. Ее наносят на стыки и некоторые участки труб и наблюдают. Если происходит пузырение, значит, утечка есть.
  7. Факт утечки фиксируют, а после устранения дефекта (строго после снижения давления до атмосферного) заносят соответствующие изменения в сопроводительную документацию.
  8. После испытаний, при положительных результатах, давление в системе снижают до атмосферного, снимают заглушки, восстанавливают автоматику и поднимают давление до рабочего. Перед подключением к магистрали проходит не меньше 10 минут — в течение этого времени систему выдерживают под рабочим давлением.

Важно, что после устранения дефектов герметичности газопровода контрольные испытания проводятся заново. Но только того участка, что пришлось ремонтировать.

К герметикам для газопровода предъявляют следующие требования:

  • Соответствие характеристикам трубопровода — материал труб, тип соединений, место прокладки (наземный или подземный)
  • Соответствие характеристикам среды — температура, давление, агрессивность, наличие примесей, сфера применения (ответственные системы, трубопровод на участках повышенной опасности, производственный/бытовой газопровод и т.д.)
  • Наличие разрешительных документов и сертификатов для работы с газом
  • Допуск к конкретной системе, внесение в проектную документацию
  • Экологическая безопасность
  • Долговечность и эффективность, основанная на данных тестирования герметиков
  • Соответствие бюджету на монтаж и герметизацию трубопровода
  • Высокая скорость сборки соединений
  • Ремонтопригодность
Пневматические испытания трубопроводов как альтернатива гидростатическим испытаниям> ENGINEERING.com

Сайт www.eng-tips.com — это технический форум для практикующих инженеров для обсуждения соответствующих тем с другими практикующими инженерами.

Обсуждения статического тестирования появляются на eng-tips.com каждые несколько месяцев. Как правило, они будут следовать формату:

Thread481-348164
mcm1209 (нефть) (OP) 8 июля 13 9:13

ребята

Я работаю в компании по строительству трубопроводов.

Я работаю в процессе и на конвейере с 1999 года.

Я присоединился к этой компании, чтобы создать подразделение гидроиспытаний.

Наш клиент просит нас провести пневматическое испытание 7 миль 20 «трубопровода.

Испытательное давление находится где-то в районе 1300 фунтов на квадратный дюйм.

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

Ах да,

Мы проводим этот тест в течение недели.

Мне нужны неопровержимые факты, чтобы помешать моей компании сделать это. Я искал информацию в сети, но не смог найти что-то конкретное. Или факты, так что я чувствую себя лучше по этому поводу.

Я нашел

«437.4.3 Разрешено только для систем трубопроводов, работающих на 20% или менее от SMYS»

Нужна помощь

За этим вопросом обычно сразу следует что-то вроде:

Thread378-191668

JoeTank (Структурный) 9 июля 07 9:12

Моя личная практика для воздушного теста — это как минимум один почтовый индекс за пределами сайта.

Джо Танк

Что довольно забавно и довольно запоминающе. Сообщение? Пневматические тесты безответственны, и любой, кто их предлагает, является ковбоем. Хотя правильно и уместно, что мы имеем сильное предубеждение в пользу гидростатических испытаний по сравнению с испытаниями со сжатыми газами, испытания со сжатыми газами далеко не безответственны и могут быть альтернативой с меньшим риском в определенных конкретных случаях.

Риск, о котором здесь говорят, заключается в том, что сжатый газ содержит значительно больше потенциальной энергии, чем несжимаемая жидкость под давлением.Быстрое преобразование этой потенциальной энергии в кинетическую энергию может быть насильственным и разрушительным событием.

Испытания на прочность для трубопроводов
Когда новый трубопровод должен быть введен в эксплуатацию, различные нормы и стандарты компании требуют, чтобы он был подвергнут испытанию на утечку и / или испытанию на прочность. Испытания на утечку, как правило, проводятся при довольно низких давлениях и предназначены только для доказательства того, что труба действительно содержит жидкости. Риски, как правило, достаточно низкие, и испытания на герметичность проводятся без особого рассмотрения катастрофического отказа.

Испытание на прочность выполняется при повышенном давлении, кратном более чем 1,0 от максимально допустимого рабочего давления системы (MAWP), и проводится в течение некоторого промежутка времени. Множественное давление и длительность значительно варьируются от одной регулирующей юрисдикции к другой, от одного кодового документа к другому и от одной компании к другой. Эти детали, хотя и обильно разбросанные по постам на эту тему, выходят за рамки этого обсуждения.

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

Гидростатическое испытание проводится с использованием в значительной степени несжимаемой жидкости, такой как вода (отсюда и префикс «гидро»), масло, гликоль или некоторая смесь (например, гликоль часто добавляют в воду для гидростатического испытания для предотвращения замерзания). В этих испытаниях линия заполнена жидкостью, захваченные газы могут рассеиваться в вентиляционные отверстия, а давление в системе поднимается до необходимого испытательного давления и удерживается там в течение всего испытания.

Пневматическое статическое испытание проводится с использованием газа, такого как сжатый воздух, азот, CO2 или метан (испытания с CO2 очень редки и очень трудны, потому что при повышенных давлениях газ может превратиться в «плотную фазу», которая ведет себя совершенно иначе, чем газ или жидкость). Проблемы, связанные с пневматическим статическим испытанием, в основном касаются накопленной энергии.

Энергия, вовлеченная в тестирование
Объемный модуль (то есть величина давления, необходимого для уменьшения объема жидкости на 1%) жидкостей очень велика, поэтому даже в самых агрессивных испытаниях жидкость будет иметь очень небольшую энергию сжатия (т.е.Например, объемный модуль воды составляет порядка 319000 фунтов на кв. дюйм [2200 МПа], поэтому тест на 900 фунтов / кв. дюйм [6,2 МПа] уменьшит объем примерно на 0,3%). При неудачном тесте выделение энергии из этой декомпрессии будет слегка увеличивать разрыв в поврежденном материале, но вряд ли приведет к образованию каких-либо снарядов.

Рис. 1-700 футов.
вертикальное падение

С другой стороны, жидкости имеют значительную массу. Для вертикальных изменений в линии увеличение высоты добавляет 0.433 фунт / кв. Дюйм / фут [9,81 кПа / м] до давления в самой низкой точке системы. Это означает, что в холмистой местности очень сложно разработать гидростатическое испытание. Например, если изменение высоты составляет 1000 футов [305 м], тогда давление внизу будет на 433 фунт / кв.дюйм [2,99 МПа] выше, чем давление вверху, для теста 150% на линии ANSI 150. Простое заполнение линии будет превышать испытательное давление в нижней части, а верхняя — при атмосферном давлении. Часто можно сегментировать линию, чтобы сохранить изменения высоты в пределах сегмента ниже некоторого максимума, но не всегда (например,например, некоторые линии имеют недоступные сегменты в очень пересеченной местности (см. рисунок 1), другие не имеют клапанов, где это необходимо для сегментации).

Испытания с газом — полная противоположность. Плотность очень низкая, поэтому гравитационные силы гораздо менее значительны. Например, воздух при 900 фунт / кв.дюйм будет оказывать 0,034 фунт / кв.дюйм / 0,758 кПа / м], что можно безопасно игнорировать.

Хотя плотность газа низкая, сжимаемость достаточно высока, чтобы вызывать беспокойство. Сжатие воздуха от атмосферного давления до 900 фунтов / кв.дюйм на уровне моря при постоянной температуре приведет к подгонке газа в объеме, который составляет 1/63 первоначального объема.Представьте себе сжатие пружины до 1/63 ее длины, и вы начинаете видеть величину накопленной энергии.

Задача при проведении пневматических испытаний — «взрывная декомпрессия». Несколько лет назад НАСА опубликовало документ, который получил название «Методология исследовательского центра НАСА им. Гленна». Этот документ был действительно первым, когда кто-то предпринял попытку количественно оценить риск давления газа. Он был на веб-сайте НАСА в течение нескольких лет, но недавние попытки найти его оказались безуспешными.Несколько нормативных актов и многие политики компании были написаны на основе документа НАСА. В основном этот двухстраничный документ гласил:

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

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

Где:

  • Wgas -> Работа выполняется на газе (Н-м или фут-фунт).Чтобы преобразовать в «тонны тротила», разделите число фут-фунт на 3,086х109 или число N-м на 4,184х109 (это число является наиболее распространенным ссылочным преобразованием, но некоторые источники используют 4,8х109 Н-м / т тротила)
  • Vsystem -> Объем системы (м3 фут3)
  • Ptest -> Давление во время испытания (Па или фунт / фут2) в абсолютных единицах
  • Patm -> Местное атмосферное давление (Па или фунт / фут2) в абсолютных единицах
  • k -> Адиабатическая постоянная, составленная из отношения удельной теплоемкости при постоянном давлении к удельной теплоемкости при постоянном объеме (без единиц измерения, воздух имеет значение 1.4)

Этот расчет может закончиться очень большим числом. Например, если вы тестировали 100 миль [161 км] 36-дюймового [914,4 мм] трубопровода с графиком 40 до 900 фунтов на кв. Дюйм [6,2 МПа] на уровне моря (14,7 фунтов на кв. Дюйм [101,35 кПа]) со сжатым воздухом, объем система будет 3,428×106 фут3 [9,706×104 м3]. В результате общее накопление энергии составляет 253,8 тонны тротила, что соответствует масштабу тактического ядерного оружия. Страшные вещи. Я не уверен, что «следующий почтовый индекс» достаточно далеко.

Проблема методологии исследования Гленна НАСА заключается в том, что взрывная декомпрессия имеет очень короткую продолжительность. Эксперименты, проведенные в университете Небраски-Линкольна для Министерства энергетики в 2012 году, показывают, что температура газа при взрывной декомпрессии очень быстро падает до минимума, а затем повышается до приблизительно начальной температуры в течение следующих нескольких секунд. Этот минимум можно считать концом взрывной декомпрессии и началом разгерметизации.Ссылочная статья не определяет продолжительность этого почти вертикального температурного переходного процесса. Другие, менее формальные источники указывают на то, что это происходит при 10-50 мс после того, как отверстие достаточно большое, чтобы привести к образованию удушающего потока.

Природные явления в объеме газа ограничены скоростью звука (Маха 1,0). Это ограничение связано с созданием в потоке постоянных «ударных волн», которые препятствуют обмену данными от нисходящего к восходящему потоку. До Маха 1.0 существование более низкого давления ниже по потоку сообщалось вверх по потоку из-за отказа поддерживать более высокое давление выше по потоку.На Mach 1.0 ударная волна достаточна для поддержания давления вверх по течению и позволяет течь только со скоростью звука.

Таким образом, если мы говорим, что вертикальный переходный процесс составляет 50 мс и позволяют половине доступного времени для уведомления о событии обмениваться данными внутри системы и половине времени для энергии, которая теперь «знает», что произошла ошибка участвовать во взрыве тогда со скоростью звука:

Где:

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

Для воздуха при 60 ° F [15.6C], скорость звука составляет 1118 фут / с [341 м / с]. Это говорит о том, что в течение 25 мс ударная волна пройдет 28 футов [8,5 м]. Предположим, что отказ произошел бесконечно далеко (то есть, более 28 футов [8,5 м]) от конца трубы, поэтому количество задействованной трубы составляет 56 футов [17 м], поскольку участвует накопленная энергия с обеих сторон отказа. Это объем 364 фут3 [10,29 м3], поэтому, используя приведенное выше уравнение адиабатической энергии, энергия эквивалентна 54 фунтам в тротиловом эквиваленте — не тривиальное событие, но далеко от тактического ядерного оружия.Чтобы поместить это в перспективу, 54 фунта тротила в правильно сконструированном и правильно развернутом «заряде для кратеров» привели бы к образованию кратера глубиной 6 футов [1,8 м] и диаметром 7 футов 7,62 м, что составляет объем земли около 36,4 м3 [27,8 м3].

В Thread378-293859 член SNORGY, который часто участвует в этих обсуждениях, поделился электронной таблицей Excel, которая использует расчеты NASA для установки «ограниченного расстояния» (т. Е. Ближайшей безопасной точки захода на посадку во время испытания) в 5621 фут. [1.7 км] для этого теста. Изменение длины трубы на 56 футов, рассчитанное выше, изменяет ограниченное расстояние до 271 фута — все еще возмутительно, но не более одной мили. Этот калькулятор демонстрирует полную ошибочность этого подхода — если бы 100-мильная линия работала при 300 фунтах на кв. Дюйм (половина MAWP), то ближайший из возможных подходов к линии был бы 3670 футов (1,12 км).

Рисунок 2 — Отказ после пневматического испытания
В обсуждении часто обсуждаются сбои, которые всегда включают картинку на рисунке 3 (из Thread378-348164 , опубликованной MJCronin).Этот сбой в Шанхае, Китай (некоторые источники говорят, что это было в Бразилии, но детали одинаковы независимо от полушария) произошел, когда проводился тест (не включавший судно, которое вышло из строя) против закрытого клапана, ведущего в судно.

Клапан протекает и давление в сосуде накапливается достаточно, чтобы вызвать его драматический выход из строя. Эта ошибка демонстрирует, насколько опасны и безответственны пневматические испытания.Другая точка зрения заключается в том, что вы никогда не проводите тестирование на закрытом клапане, не отслеживая условия на выходе. Отказ был одной из инженерных процедур и / или выполнения процедуры и не должен использоваться для предъявления обвинения в пневматическом испытании.

Риски и стратегии смягчения для гидростатических испытаний
Гидростатические испытания регулярно проводятся безопасно и без последствий для окружающей среды. Успешные испытания учли:

  • Прочность материалов.Указанный минимальный предел текучести (SMYS) является мерой напряжений, которые материал может выдержать без начала деформации. Различные коды и политики компании определяют разные максимальные нагрузки как функцию SMYS. Системы сбора неочищенного газа часто ограничены 20% SMYS. Транспортировка обработанного газа по пересеченной местности часто позволяет стрессам гораздо ближе к 100% SMYS. Линии с высоким потенциалом воздействия на общественность ограничены меньшими фракциями SMYS, чем линии в открытой стране.Перед принятием каких-либо решений по испытаниям эти напряжения должны быть определены количественно и учтены в решении.
  • Экология / безопасность.
    • Гидростатическая испытательная вода (даже без химических добавок) должна рассматриваться как промышленные отходы и не должна сбрасываться в придорожную канаву. Успешные испытания решают эту проблему, определяя точку утилизации и проверяя, что это место будет принимать воду.
    • Неудачное испытание опустошит всю или часть жидкости, участвующей в испытании, около отказа.Успешное испытание будет предвосхищать это через временные бермы для защиты чувствительных мест (то есть рек, сухих мытий, парковок, офисных зданий и т. Д.).
    • Гидростатические испытания на осушение стали причиной неисчислимых разливов и травм. Отправка больших объемов жидкости через гибкий трубопровод, такой как пожарный шланг, обладает способностью создавать очень большие силы выхода на выпускном патрубке, что может привести к резкому колебанию конца шланга с риском повреждения персонала и имущества.Успешные испытания указывают средства для захвата концов шланга.
  • Нормативные соображения. В некоторых юрисдикциях план испытаний должен быть утвержден регулирующим органом до начала работы. Другие юрисдикции требуют уведомления, но не одобрения. Если дороги будут закрыты во время испытания, то обычно требуются разрешения. Успешные тесты запрашивают необходимые одобрения / разрешения заблаговременно до начала теста.
  • Источник жидкости. Каждый источник жидкости содержит микробы и загрязняющие вещества, многие из которых представляют долгосрочные риски нарушения целостности трубопроводов.Успешные тесты показали, что тест часто оставляет после себя некоторое количество жидкости и указывает необходимые химикаты для обработки.
  • Вес жидкости. При испытаниях линий с надземными участками важно подтвердить, что опоры труб достаточны для того, чтобы нести трубу, наполненную жидкостью (разрушающиеся стойки трубопровода являются распространенным провалом при проверке источника).
  • Местность. Испытание должно гарантировать, что испытательное давление соответствует минимальной величине в высоких точках, не будучи «чрезмерным» в низких точках.Требуется инженерное суждение, чтобы определить «достаточно хорошо» (например, допустимо ли переходить к 160% MAWP в нижней точке, чтобы иметь возможность достичь 110% MAWP в высокой точке? Или лучше оставаться на уровне 150% MAWP в нижней точке и принять 90% MAWP в верхней точке? Или вы можете разделить линию так, чтобы она оставалась в пределах ± 10% от 150% от MAWP?).
  • Окончание линии. Если тестируемая система уже была подключена к верхнему / нижнему трубопроводу / сосудам, вам следует подумать о том, как вы собираетесь предотвратить тестирование с включением этого внешнего трубопровода.Если нет способа избежать тестирования на закрытый клапан, то вам необходимо контролировать давление и защиту от избыточного давления на подключенных системах.
  • Определение точек впрыска / слива, проверки и вентиляции. Все эти точки должны быть доступны и расположены где-то, что полезно. Например, если назначенная точка вентиляции находится в нижней точке системы, тогда будет трудно удалить любой газ, который может накапливаться в высоких точках.
  • Заполнение системы. Любая введенная жидкость может принести увлеченный газ вместе с ней.Этот газ является очень сжимаемым и может сделать испытание на номинальную несжимаемость очень трудным. Успешное испытание будет ожидать этого газа и определит время замачивания после заполнения и частоту продувки на этапе заполнения.
  • Система наддува. Скорость повышения давления и минимальные температуры (как температура окружающей среды, так и температуры жидкости) должны учитываться для предотвращения хрупкого разрушения трубопровода, которое в противном случае прошло бы испытание.
  • Выполнение теста. Все тесты, кроме самых коротких, будут испытывать некоторое изменение температуры.Вода изменит давление около 100 фунтов на квадратный дюйм / ° F
    [1241 кПа / с]. Довольно небольшие изменения температуры вызывают значительные изменения давления. Успешный тест будет включать критерии приемки. Например, в гидростатических испытаниях, которые я проектирую, я указываю, что жидкость может быть удалена во время испытания, но не может быть добавлена, и что испытание будет успешным, если конечное давление больше, чем MAWP. Другие указывают максимальный объем, который можно добавить для поддержания испытательного давления. Все сводится к инженерному решению.
  • Система стока. После того, как испытательная жидкость окажется в новых трубопроводах, ее следует рассматривать как промышленные отходы, поскольку существует почти полная уверенность в том, что она будет собирать масло, смазку и окалину. Вы не можете просто бросить его на землю. Кроме того, было несколько случаев, когда необеспеченные шланги бродили и ранили людей. Эти риски необходимо предвидеть и минимизировать.
  • Система сушки. Многие системы не будут естественным образом сливаться из-за волнистости в топологии трубопроводов.Как правило, эта остаточная жидкость удаляется свиньями с воздухом. Успешные тесты определяют, насколько сухой должна быть линия перед тем, как перевести ее в рабочее состояние (например, «запускать поросят до тех пор, пока один не достигнет сухого состояния» или «продувать азот при температуре -40 ° F через линию до тех пор, пока содержание воды в трубе Дрегера не станет менее 7 фунтов / MMSCF «).
  • Очистить. Испытания всегда требуют некоторой модификации системы (например, установки глухих фланцев и оборудования для заполнения), которую необходимо отменить до того, как испытание будет названо «завершенным».Успешные тесты имеют подробные списки того, что нужно сделать, и, если есть какие-либо временные зависимости, порядок, в котором они должны быть выполнены.

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

  • Расчеты прочности материалов такие же для пневматических статических испытаний, как и для гидростатических испытаний выше.
  • Вопросы экологии и безопасности
    • С высокой концентрацией энергии в газе отказ имеет риск запуска мусора с высокой скоростью. Для заглубленных линий основным мусором являются грязь и камни, но камни использовались в качестве снарядов с незапамятных времен. Для надземных конструкций мусором будет материал трубы или фитинга. Некоторые из наиболее разрушительных отказов включали запуск фланца с приваренной шейкой и заглушку на сотни футов.Успешные испытания учитывают «зоны отчуждения» вокруг заглубленной трубы и комбинацию баррикад и зон отчуждения вокруг надземных сооружений. Также учитывается проведение испытаний во время минимальной загруженности дорог и сооружений.
  • Нормативные соображения аналогичны гидростатическим испытаниям, за исключением того, что есть юрисдикции, которые имеют сильные предубеждения против пневматических статических испытаний. В этих случаях обязательно, чтобы вы провели адекватную подготовительную работу, чтобы продемонстрировать, почему вы предлагаете пневматический статический тест вместо гидростатического теста.«Удобство» или «стоимость» редко будут иметь большое значение в этой дискуссии. Вы должны продемонстрировать, что потенциальный результат гидростатического теста значительно хуже, чем потенциальный результат пневматического статического теста (например, «невозможно адекватно высушить», «точки сегментации недоступны»).
  • Источник газа. Что касается газов, нас не волнуют многофазные проблемы (например, газ в жидкости) или коррозия. Мы очень обеспокоены пригодностью газа для испытаний.Если в качестве тестовой среды используется сжатый воздух, то у вас должен быть воздушный компрессор, который может перемещать огромные объемы при умеренном давлении в течение большей части периода заполнения, а затем меньшие объемы при высоком давлении для оставшейся части. Для испытания на азот необходимо выбрать источник (например, баллоны или жидкий азот) и убедиться, что вы понимаете проблемы по вашему выбору (например, замена баллонов с азотом сопряжена с меньшими затратами, поскольку бутылки могут опорожняться меньше по мере увеличения давления в системе). Объемный азот находится в жидкой форме и должен быть нагрет до впрыска).
  • Вес жидкости не проблема с газом.
  • Ландшафт не проблема с газом
  • Окончание линии. Все проблемы идентичны гидростатическим.
  • Определение точек впрыска / слива, проверки и вентиляции. Вам не нужно дегазировать газовый наполнитель, но вам все равно нужны точки наполнения / опорожнения и контрольные точки.
  • Заполнение системы. Температура окружающей среды и газа гораздо более важны в пневматических статических испытаниях, чем в гидростатических испытаниях.Необходимо указывать и контролировать как минимальную температуру окружающей среды, так и минимальную температуру впрыска. Кроме того, поскольку накопленная энергия в пневматическом статическом испытании намного больше, чем запасенная энергия в гидростатическом испытании, требуется указание времени выдержки при определенных давлениях, чтобы позволить напряжениям уравновеситься. В тесте, который я недавно разработал, мы заполнили систему со скоростью от 5 фунтов на квадратный дюйм / мин до 50 фунтов на квадратный дюйм с последующим периодом выдержки 30 минут. После выдержки давление увеличивалось до 10 фунтов / кв. Дюйм при 10 фунтах на кв.Эти давления, скорости заполнения и периоды выдержки были определены путем расчета накопления напряжений.
  • Система наддува. В конце периода заполнения система находится под давлением.
  • Выполнение теста. Пневматические статические испытания гораздо менее подвержены изменению давления из-за изменения температуры. Из-за уравновешивания температуры испытательное давление редко увеличивается или значительно уменьшается. Как и гидростатическое испытание, успешное испытание будет включать критерии приемлемости.
  • Система стока. В конце испытания газ, как правило, выходит в атмосферу. Для воздуха и азота большая проблема с продувкой — это охлаждение Джоуля-Томсона трубопровода в область хрупкого разрушения. В упомянутом выше тесте мы указали максимальную скорость разгерметизации 25 фунтов / кв. Дюйм / мин (и указали, что скорость определяется каждые 60 секунд). Одним значительным исключением являются тесты с товарными продуктами. Если я тестирую линию CO2 с CO2, то после теста я могу оставить систему под давлением для обслуживания.То же самое с тестированием газопровода с природным газом.
  • Система сушки не является проблемой при пневматических статических испытаниях.
  • Проблемы очистки такие же, как у гидростатических испытаний, описанных выше.

Обсуждения на профессиональных форумах о конвейерном тестировании

Рисунок 3 — Неисправность трубопровода в работе
(кратер диаметром около 6 футов, глубина 3 фута)

После просмотра 20 тем в eng-tips.ком с объединенными 324 постами я нашел несколько интересных наблюдений:

  • Не было ни одного поста, в котором говорилось бы о личных знаниях о неисправности трубопровода при пневматическом испытании. Был один очень интересный пост о клапане, который потерпел неудачу при пневматическом испытании изготовителя, и один о трубных катушках, которые потерпели неудачу при испытании во дворе. От первого лица не было зарегистрировано ни одного провала теста трубопровода (был один пост, где респондент указал, что «он знал парня, который…», но анекдот только что поддержал официальное расследование).
  • Во всех темах, которые я просмотрел, было всего дюжина отсылок к сбоям при пневматических испытаниях. Ни одно из звеньев старше 2007 года не было действительным, но после 2007 года все ссылки относились к одному из 4-х сбоев пневматического испытания. В нескольких сообщениях упоминаются смертельные случаи, связанные с гидростатическими испытаниями. В нескольких публикациях упоминались отказы и взрывы в системах под давлением, которые прошли годы их статического испытания (иногда десятилетия назад).
  • Каждая отдельная пневматическая неисправность с травмами / смертельными исходами может быть связана с отказом техники (например,Например, источник давления 2600 фунтов на кв. дюйм был подключен к испытанию на 900 фунтов / кв. дюйм без предохранительного клапана между источником очень высокого давления и испытываемым клапаном) или невозможности надлежащим образом выполнить процедуру (например, не контролировать температуру впрыска из резервуар с жидким азотом или запуск испытания с трубопроводом ниже указанной минимальной температуры окружающей среды). Каждую травму, связанную с пневматическим статическим испытанием, можно проследить непосредственно до этих двух причин. Если надлежащие процедуры написаны и соблюдаются, то неисправность трубы в пневматическом испытании — это просто неисправность трубы, а не поездка машины скорой помощи.

Мои выводы из прочтения этой концентрированной работы заключаются в том, что: (1) многие люди считают, что гидростатические испытания по своей природе безопасны и не требуют какого-либо значительного анализа; и (2) многие люди считают, что пневматическое статическое испытание небезопасно и не может быть выполнено без создания неприемлемых опасностей. Первый вывод пугает, потому что риски для человека и окружающей среды, связанные с гидростатическим испытанием, значительны. Им можно управлять, но кавалерийское отношение к этой массе и энергии довольно опасно.Второй вывод препятствует компетентному рассмотрению действующей техники для снижения рисков, связанных с гидростатическими испытаниями.

Разумно сказать, что если выбросы, сушка и массовые риски жидкостных испытаний могут быть адекватно урегулированы, тогда гидростатическое испытание является предпочтительным. С другой стороны, не исключено, что бывают случаи, когда лучший способ уменьшить риски гидростатического испытания — это провести пневматическое статическое испытание.


Об авторе

Дэвид Симпсон, PE, консультант по нефтегазовой инженерии в Muleshoe Engineering .Дэвид является MVP на профессиональных форумах www.eng-tips.com и членом Гильдии технических писателей .

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

,

Пределы давления в трубопроводе

Область

В этом документе подробно описывается, как термин Правила безопасности трубопровода 1996 года (PSR) для безопасного рабочего предела (SOL) для давления и термин Руководящего документа PSR (L82) переводят максимально допустимое рабочее давление (MAOP) в термины давления, используемые в признанных стандартах для Британский сектор, как на суше, так и на море.

SOL трубопровода могут быть определены с точки зрения максимального рабочего давления и максимальной и минимальной температуры.В некоторых случаях SOL также учитывает такие вопросы, как скорости жидкости и любые ограничения, установленные для состава жидкости. Этот документ касается только давления SOL.

Также важно отметить, что определение безопасного рабочего предела давления в трубопроводе (SOL) может варьироваться между признанными стандартами / кодами трубопровода. Это приемлемо, если SOL устанавливается в соответствии с признанным стандартом / кодом проектирования, принятым для трубопровода, и в соответствии с указаниями, приведенными ниже.

Справочная информация — PSR и PSR Guidance

Правило PSR 11 гласит, что оператор трубопровода должен обеспечить, чтобы никакая жидкость не транспортировалась в трубопроводе, если только не установлены SOL трубопровода и что трубопровод не эксплуатируется за пределами его SOL.

В параграфе 52 руководящего документа L82 говорится, что оператор трубопровода должен обеспечить эксплуатацию трубопровода в пределах SOL.

График 5 PSR определяет как уведомляемое событие изменения в SOL.

В руководящем документе L82 параграф 199 говорится, что изменения в MAOP подлежат уведомлению. MAOP используется НИУ ВШЭ в целях планирования землепользования.

Примечание: SOL для давления и MAOP не совпадают

Признанные стандарты допускают короткие скачки давления выше MAOP. Следовательно, конвейер в течение ограниченных периодов может видеть давление выше MAOP и все еще находиться в коде. SOL, выше которого давление не должно повышаться ни при каких обстоятельствах, поэтому выше, чем MAOP.

L82 параграф 54 может быть истолкован как подразумевающий, что MAOP такой же, как SOL. По причинам, изложенным выше, это неверное толкование. Предполагается, что этот пункт будет изменен при изменении руководства.

PSR Уведомления

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

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

PSR SOL и MAOP эквиваленты в признанных стандартах

PSR SOL PSR MAOP
BS EN 14161 MAOP + 10% MAOP
BS EN 1594 MIP MOP
BS PD 8010 часть 1 Не определено в спецификации MAOP
IGE / TD / 1 MIP MOP
IGE / TD / 3 MIP MOP
IGE / TD / 13 MIP MOP
BS PD 8010 часть 2 мин. MAOP + 10% MAOP
DNV-OS-F101 MIP MAOP
API 17B + API 17J Не определено в спецификации Не определено в спецификации

Примечание:

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

Европейский гармонизированный стандарт: BS EN 14161: Нефтяная и газовая промышленность. Системы трубопроводного транспорта

Стандарт включает следующие определения

  • Максимально допустимое рабочее давление (MAOP) = максимальное давление, при котором разрешено работать трубопроводной системе.Нельзя превышать в условиях устойчивого состояния.
  • Внутреннее расчетное давление = максимальное внутреннее давление, на которое рассчитан трубопровод. (равно или больше, чем MAOP)

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

Европейский гармонизированный стандарт: BS EN 1594: Системы газоснабжения. Трубопроводы с максимальным рабочим давлением более 16 бар. Функциональные требования

Стандарт включает следующие определения

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

При работе на уровне или рядом с MOP значение MOP может превышаться не более чем на 2,5% в зависимости от изменений устройств регулирования давления.

Случайные давления приемлемы, если существуют системы, которые автоматически ограничивают превышение до 15% выше MOP. Это MIP. Значение MOP не должно превышаться дольше, чем это строго необходимо для проверки неисправности и возврата к нормальным рабочим условиям.

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

Британский стандартный кодекс практики для трубопроводов: BS PD 8010 Часть 1: стальные трубопроводы на суше

Стандарт включает следующие определения

  • Расчетное давление (DP) = давление, на котором основаны проектные критерии
  • Случайное давление = уровень давления, возникающий случайно при работе устройств безопасности
  • Максимально допустимое рабочее давление (MAOP).
  • Рабочее давление (ОП).
  • Скачкообразное давление = скачкообразное давление, вызванное насосами, работой клапана и т. Д. Для жидкостных или многофазных линий.

Случайное давление определяется как уровень давления, возникающий случайно при срабатывании защитных устройств. Следовательно, оно может быть превышено, когда защитное устройство работает, поэтому оно меньше максимального побочного давления, определенного в рекомендациях IGEM. Поэтому он меньше, чем SOL, требуемый PSR.

Давление выброса — это максимальное давление, вызванное максимальным давлением, вызванным:

  1. быстрое закрытие клапанов при эксплуатации трубопровода;
  2. отключение и повторный запуск насоса;
  3. вакуумных полостей в трубопроводе;
  4. операции обратного потока;
  5. комбинация вышеперечисленного, обычно вызванная неправильной работой

Перенапряжение применяется к жидкостным линиям и многофазным линиям.Неограниченное перенапряжение — это максимум комбинации давления перенапряжения жидкости при максимальных условиях работы и давления в головке насоса.

Давление перенапряжения в целом аналогично переходному давлению, определенному в PD BS 8010, часть 2. Таким образом, можно предположить, что минимальное значение SOL PSR составляет MAOP + 10% в соответствии с PD BS 8010, часть 2.

IGE / TD / 1: стальные трубопроводы для транспортировки газа высокого давления — (трубопроводы, превышающие 16 бар)

Стандарт включает следующие определения

  • MIP — максимальное случайное давление
  • PLOP — пиковый уровень рабочего давления
  • MOP — максимальное рабочее давление

MIP обычно составляет MOP + 10%.Экскурсии между PLOP и MOP допускаются, если они не длятся более 5 часов сверх MOP за один раз или более 20 часов в любой скользящий год.

Если MOP больше или равно 75 бар изб., То для систем национальной сети MIP составляет MOP + 6%.

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

IGE / TD / 3: стальные и полиэтиленовые трубопроводы для газораспределения — (трубопроводы не более 16 бар)

Стандарт включает следующие определения:

  • MIP — максимальное случайное давление
  • PLOP — пиковый уровень рабочего давления
  • MOP — максимальное рабочее давление

Они такие же, как определения в TD1 и TD 13.

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

Стандарт включает следующие определения:

  • STP — испытание на прочность
  • MIP — максимальное случайное давление
  • SP Nom 3 — заданное значение срабатывания при ударе
  • TOP — временное рабочее давление
  • SP Nom 2 — регулятор контрольной точки
  • PLOP — пиковый уровень рабочего давления
  • MOP — максимальное рабочее давление.
  • SP Nom 1 — уставка активного регулятора может равняться MOP
  • ОП — рабочее давление

Если СС> 7 бар, то

PLOP — СС + 2,5%
ТОП — СС + 5%
МИП — СС + 10%

Разрыв давления SP Nom 2 to TOP — класс точности регулятора (AC)

Зазор давления SP Ном 3 до МИП группы точности (AG)

Британский стандартный кодекс практики для трубопроводов: BS PD 8010 Часть 2. Подводные трубопроводы

Стандарт включает в себя те же определения, что и BS PD 8010, часть 1, с добавлением

.

  • Переходное давление = колебание давления, создаваемое нарушением в установившемся потоке

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

Норвежский оффшорный стандарт: DNV-OS-F101: Подводные трубопроводные системы

Стандарт включает следующие определения:

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

MAIP — это максимальное давление, при котором трубопроводная система должна работать во время непредвиденных ситуаций (т.е.переходная) операция. Максимально допустимое случайное давление определяется как максимальное случайное давление за вычетом положительного допуска системы безопасности давления. Поэтому MIP — это PSR SOL.

API 17B: Рекомендуемая практика для гибких труб и API 17J: Спецификация для несгибаемых гибких труб

Эти стандарты не включают определения давления для PSR SOL или PSR MAOP.

В спецификации API упоминаются расчетное давление, максимальное рабочее давление и рабочее давление.

Максимальное рабочее давление может быть принято за PSR MAOP. SOL PSR должна быть явно указана оператором.

Дата выпуска: 19 февраля 2008 г.

.

»Переработка природного газа NaturalGas.org

Переработка природного газа

Источник: Duke Energy Gas Transmission Канада

Природный газ в том виде, как он используется потребителями, сильно отличается от природного газа, который доставляется из недр до устья скважины. Хотя обработка природного газа во многих отношениях менее сложна, чем обработка и переработка сырой нефти, она в равной степени необходима перед его использованием конечными пользователями.

Природный газ, используемый потребителями, почти полностью состоит из метана.Тем не менее, природный газ, найденный в устье скважины, хотя все еще состоит в основном из метана, ни в коем случае не является таким чистым. Сырой природный газ поступает из трех типов скважин: нефтяных скважин, газовых скважин и конденсатных скважин. Природный газ, который поступает из нефтяных скважин, обычно называют «попутным газом». Этот газ может существовать отдельно от нефти в пласте (свободный газ) или растворяться в сырой нефти (растворенный газ). Природный газ из газовых и конденсатных скважин, в которых почти нет сырой нефти, называется «неассоциированным газом».Газовые скважины обычно добывают неочищенный природный газ, а конденсатные скважины производят свободный природный газ вместе с полужидким углеводородным конденсатом. Каким бы ни был источник природного газа, после отделения от сырой нефти (если он присутствует) он обычно существует в смеси с другими углеводородами; главным образом этан, пропан, бутан и пентаны. Кроме того, сырой природный газ содержит водяной пар, сероводород (H 2 S), диоксид углерода, гелий, азот и другие соединения. Чтобы узнать об основах природного газа, включая его состав, нажмите здесь.

Обработка природного газа состоит из отделения всех различных углеводородов и жидкостей от чистого природного газа с целью получения так называемого сухого природного газа «качества трубопровода». Крупные транспортные трубопроводы обычно накладывают ограничения на подпитку природного газа, который допускается в трубопровод. Это означает, что перед транспортировкой природного газа его необходимо очистить. Хотя этан, пропан, бутан и пентаны должны быть удалены из природного газа, это не означает, что все они являются «отходами».

Фактически, попутные углеводороды, известные как «газоконденсатные жидкости» (NGL), могут быть очень ценными побочными продуктами переработки природного газа. НГЛ включают этан, пропан, бутан, изобутан и природный бензин. Эти NGL продаются отдельно и имеют множество различных применений; включая повышение нефтеотдачи в нефтяных скважинах, обеспечение сырьем для нефтеперерабатывающих или нефтехимических заводов, а также в качестве источников энергии.

A Завод по переработке природного газа
Источник: Duke Energy Gas Transmission Канада

Хотя некоторая необходимая обработка может быть выполнена на устье скважины или вблизи него (полевая обработка), полная обработка природного газа происходит на обогатительной фабрике, обычно расположенной в области добычи природного газа.Добытый природный газ транспортируется на эти перерабатывающие заводы через сеть сборных трубопроводов, которые представляют собой трубы низкого давления малого диаметра. Сложная система сбора может состоять из тысяч миль труб, соединяющих перерабатывающий завод с более чем 100 скважинами в этом районе. Согласно «Газовым фактам» Американской газовой ассоциации за 2000 год, в 1999 году в США было проведено около 36 100 миль сборочных трубопроводов.

В дополнение к обработке, проводимой на устье скважины и на централизованных перерабатывающих заводах, некоторая окончательная обработка также иногда выполняется на «установках извлечения с разгрузочной способности».Эти заводы расположены на основных системах трубопроводов. Хотя природный газ, который поступает на эти экстракционные установки, уже имеет качество трубопровода, в некоторых случаях все еще существуют небольшие количества СПГ, которые извлекаются на базовых установках.

Фактическая практика обработки природного газа до уровня качества сухого газа в трубопроводе может быть довольно сложной, но обычно включает четыре основных процесса удаления различных примесей:

Прокрутите вниз или нажмите на ссылку выше, чтобы перейти к определенному разделу.

В дополнение к четырем вышеуказанным процессам установлены нагреватели и скрубберы, обычно на устье скважины или рядом с ним. Скрубберы служат главным образом для удаления песка и других крупных частиц. Нагреватели гарантируют, что температура газа не будет слишком низкой. При использовании природного газа, который содержит даже небольшое количество воды, гидраты природного газа имеют тенденцию образовываться при понижении температуры. Эти гидраты представляют собой твердые или полутвердые соединения, напоминающие ледяные кристаллы. Если эти гидраты накапливаются, они могут препятствовать прохождению природного газа через клапаны и системы сбора.Чтобы уменьшить количество гидратов, небольшие обогреватели, работающие на природном газе, обычно устанавливаются вдоль сборочной трубы везде, где есть вероятность образования гидратов.

Удаление масла и конденсата

Для переработки и транспортировки попутного растворенного природного газа его необходимо отделить от масла, в котором он растворен. Такое отделение природного газа от нефти чаще всего осуществляется с использованием оборудования, установленного на устье скважины или вблизи него.

Фактический процесс, используемый для отделения нефти от природного газа, а также используемого оборудования, может широко варьироваться.Хотя качество сухого природного газа в разных географических зонах практически одинаково, сырой природный газ из разных регионов может иметь разные составы и требования к разделению. Во многих случаях природный газ растворяется в подземных нефтяных скважинах в основном из-за давления, под которым находится пласт. Когда этот природный газ и нефть добываются, возможно, что они разделятся сами по себе, просто из-за пониженного давления; так же, как открытие банки с газировкой позволяет выпускать растворенный углекислый газ.В этих случаях разделение нефти и газа сравнительно легко, и два углеводорода направляются отдельными путями для дальнейшей переработки. Самый основной тип сепаратора известен как обычный сепаратор. Он состоит из простого закрытого резервуара, в котором сила тяжести служит для отделения более тяжелых жидкостей, таких как нефть, и более легких газов, таких как природный газ.

Инженеры по газопереработке
Источник: ChevronTexaco Corporation

Однако в некоторых случаях для разделения нефти и природного газа необходимо специальное оборудование.Примером оборудования такого типа является низкотемпературный сепаратор (LTX). Это чаще всего используется для скважин, добывающих газ под высоким давлением наряду с легкой сырой нефтью или конденсатом. Эти сепараторы используют перепады давления для охлаждения влажного природного газа и отделения масла и конденсата. Влажный газ поступает в сепаратор и слегка охлаждается теплообменником. Затем газ проходит через жидкостную пробку высокого давления, которая служит для удаления любых жидкостей в низкотемпературный сепаратор. Затем газ поступает в этот низкотемпературный сепаратор через дроссельный механизм, который расширяет газ при поступлении в сепаратор.Такое быстрое расширение газа позволяет снизить температуру в сепараторе. После удаления жидкости сухой газ затем возвращается через теплообменник и нагревается поступающим влажным газом. Изменяя давление газа в различных секциях сепаратора, можно варьировать температуру, которая вызывает конденсацию масла и воды из потока влажного газа. Эта базовая зависимость давления от температуры может работать и в обратном направлении, чтобы извлечь газ из потока жидкой нефти.

Удаление воды

Помимо отделения масла и некоторого конденсата от потока влажного газа, необходимо удалить большую часть попутной воды. Большая часть жидкой свободной воды, связанной с добываемым природным газом, удаляется простыми методами разделения в устье скважины или вблизи него. Однако удаление водяного пара, который существует в растворе в природном газе, требует более сложной обработки. Эта обработка состоит из «дегидратации» природного газа, который обычно включает один из двух процессов: либо абсорбцию, либо адсорбцию.

Поглощение происходит, когда водяной пар выводится дегидратирующим агентом. Адсорбция происходит, когда водяной пар конденсируется и собирается на поверхности.

Обезвоживание гликоля

Пример абсорбционной дегидратации известен как дегидратация гликоля. В этом процессе дегидратор жидкого осушителя служит для поглощения водяного пара из газового потока. Гликоль, основной агент в этом процессе, имеет химическое сродство к воде. Это означает, что при контакте с потоком природного газа, который содержит воду, гликоль будет «красть» воду из газового потока.По сути, дегидратация гликоля включает использование раствора гликоля, обычно либо диэтиленгликоля (DEG), либо триэтиленгликоля (TEG), который вводят в контакт с потоком влажного газа в так называемом «контакторе». Раствор гликоля будет поглощать воду из влажного газа. После поглощения частицы гликоля становятся более тяжелыми и опускаются на дно контактора, где они удаляются. Природный газ, лишенный большей части содержания воды, затем транспортируется из дегидратора.Раствор гликоля, содержащий всю воду, очищенную от природного газа, подается через специализированный котел, предназначенный для испарения только воды из раствора. В то время как вода имеет температуру кипения 212 градусов по Фаренгейту, гликоль не кипит до 400 градусов по Фаренгейту. Этот перепад температур кипения позволяет относительно легко удалить воду из раствора гликоля, что позволяет повторно использовать ее в процессе дегидратации.

Новшеством в этом процессе было добавление сепаратора-конденсатора испарительного бака.Помимо поглощения воды из потока влажного газа, раствор гликоля иногда несет с собой небольшие количества метана и других соединений, содержащихся во влажном газе. В прошлом этот метан просто выходил из котла. В дополнение к потере части добытого природного газа, эта вентиляция способствует загрязнению воздуха и парниковому эффекту. Чтобы уменьшить количество метана и других соединений, которые теряются, сепаратор-конденсаторы испарительного резервуара работают над удалением этих соединений до того, как раствор гликоля достигнет котла.По существу, сепаратор испарительного резервуара состоит из устройства, которое снижает давление потока раствора гликоля, позволяя испаряться метану и другим углеводородам («вспышка»). Затем раствор гликоля поступает в котел, который также может быть оснащен конденсаторами с воздушным или водяным охлаждением, которые служат для улавливания любых оставшихся органических соединений, которые могут оставаться в растворе гликоля. На практике, по данным Управления ископаемой энергии Министерства энергетики, эти системы извлекают от 90 до 99 процентов метана, который в противном случае мог бы попасть в атмосферу.

Чтобы узнать больше о дегидратации гликоля, посетите веб-сайт Института газовой технологии здесь.

Обезвоживание твердого осушителя

Обезвоживание твердого осушителя является основной формой обезвоживания природного газа с использованием адсорбции и обычно состоит из двух или более адсорбционных колонн, которые заполнены твердым осушителем. Типичные осушители включают активированный оксид алюминия или гранулированный материал силикагеля. Мокрый природный газ пропускается через эти башни сверху вниз.Когда влажный газ проходит вокруг частиц влагопоглощающего материала, вода остается на поверхности этих частиц влагопоглотителя. Проходя через весь слой осушителя, почти вся вода адсорбируется на материале осушителя, оставляя сухой газ для выхода из нижней части башни.

Абсорбционные башни
Источник: Duke Energy Gas Transmission Канада

Дегидраторы с твердым влагопоглотителем обычно более эффективны, чем дегидраторы гликоля, и обычно устанавливаются в качестве типовой системы вдоль трубопроводов природного газа.Эти типы систем обезвоживания лучше всего подходят для больших объемов газа под очень высоким давлением и, таким образом, обычно расположены на трубопроводе ниже по потоку от компрессорной станции. Требуются две или более башни в связи с тем, что после определенного периода использования влагопоглотитель в конкретной башне насыщается водой. Для «регенерации» осушителя высокотемпературный нагреватель используется для нагрева газа до очень высокой температуры. Проходя этот нагретый газ через слой насыщенного осушителя, вода в башне осушителя испаряется, оставляя ее сухой и обеспечивая дальнейшую дегидратацию природного газа.

Газоперерабатывающий завод с абсорбционными башнями
Источник: Duke Energy Gas Transmission Канада

Разделение жидкостей природного газа

Природный газ, поступающий непосредственно из скважины, содержит много газовых жидкостей, которые обычно удаляются. В большинстве случаев газоконденсатные газы (NGL) имеют более высокую ценность в качестве отдельных продуктов, и, следовательно, экономически выгодно удалять их из газового потока.Удаление жидкостей из природного газа обычно происходит на относительно централизованной перерабатывающей установке и использует методы, аналогичные тем, которые используются для обезвоживания природного газа.

Существует два основных этапа обработки жидкостей природного газа в потоке природного газа. Во-первых, жидкости должны быть извлечены из природного газа. Во-вторых, эти жидкости природного газа должны быть отделены друг от друга, вплоть до их основных компонентов.

NGL Добыча

Существует два основных метода удаления СПГ из потока природного газа: метод абсорбции и процесс криогенного детандера.По данным Ассоциации переработчиков газа, на эти два процесса приходится около 90 процентов общего объема производства природного газа.

Способ поглощения

Трубы и абсорбционные башни
Источник: Duke Energy Gas Transmission Канада

Способ абсорбции для экстракции NGL очень похож на использование абсорбции для дегидратации.Основное отличие состоит в том, что при абсорбции СПГ используется абсорбирующее масло, а не гликоль. Это поглощающее масло обладает «сродством» к НГЛ во многом так же, как гликоль имеет сродство к воде. До того, как масло улавливает какие-либо НГЛ, его называют «бедным» абсорбционным маслом. Когда природный газ пропускается через абсорбционную колонну, он вступает в контакт с абсорбционной нефтью, которая впитывает значительную долю газовых добавок. «Богатое» абсорбционное масло, теперь содержащее сжиженный природный газ, выходит из абсорбционной колонны через дно.Теперь это смесь абсорбционной нефти, пропана, бутанов, пентанов и других более тяжелых углеводородов. Богатое масло подается в бидоны для бедного масла, где смесь нагревают до температуры выше температуры кипения газовой смеси, но ниже температуры кипения масла. Этот процесс позволяет извлекать около 75 процентов бутанов и 85–90 процентов пентанов и более тяжелых молекул из потока природного газа.

Вышеописанный базовый процесс поглощения может быть изменен для повышения его эффективности или для целевого извлечения специфических НГЛ.В способе абсорбции охлажденного масла, где бедное масло охлаждается посредством охлаждения, извлечение пропана может составлять более 90 процентов, и около 40 процентов этана может быть извлечено из потока природного газа. С помощью этого процесса извлечение других, более тяжелых НГЛ может быть близким к 100%.

Криогенный процесс расширения

Криогенные процессы также используются для извлечения СПГ из природного газа. Хотя абсорбционные методы могут извлечь практически все более тяжелые ПГК, более легкие углеводороды, такие как этан, часто труднее извлечь из потока природного газа.В некоторых случаях экономически целесообразно просто оставлять более легкие ПГ в потоке природного газа. Однако, если экономически выгодно добывать этан и другие более легкие углеводороды, требуются криогенные процессы для высоких скоростей извлечения. По сути, криогенные процессы состоят в снижении температуры газового потока примерно до -120 градусов по Фаренгейту.

Существует несколько различных способов охлаждения газа до этих температур, но один из наиболее эффективных известен как процесс турбодетандера.В этом процессе внешние хладагенты используются для охлаждения потока природного газа. Затем турбина расширения используется для быстрого расширения охлажденных газов, что приводит к значительному падению температуры. Это быстрое падение температуры конденсирует этан и другие углеводороды в газовом потоке, сохраняя метан в газообразной форме. Этот процесс позволяет извлекать около 90-95 процентов этана, первоначально находящегося в потоке газа. Кроме того, расширительная турбина способна преобразовывать часть энергии, выделяющейся при расширении потока природного газа, в повторное сжатие потока газообразного метана, что позволяет снизить затраты на энергию, связанные с извлечением этана.

Извлечение СПГ из потока природного газа дает как более чистый, более чистый природный газ, так и ценные углеводороды, которые сами являются СПГ.

Фракция жидкого природного газа

После того, как СПГ были удалены из потока природного газа, они должны быть разбиты на базовые компоненты, чтобы быть полезными. То есть смешанный поток разных NGL должен быть выделен. Процесс, используемый для выполнения этой задачи, называется фракционированием.Фракционирование работает на основе различных температур кипения различных углеводородов в потоке СПГ. По существу, фракционирование происходит на стадиях, состоящих из выпаривания углеводородов один за другим. Название конкретного фракционатора дает представление о его назначении, так как оно условно названо для испаряющегося углеводорода. Весь процесс фракционирования разбивается на этапы, начиная с удаления более легких СПГ из потока. Конкретные фракционаторы используются в следующем порядке:

  • Deethanizer — этот этап отделяет этан от потока NGL.
  • Депропанизатор — следующий шаг отделяет пропан.
  • Debutanizer — на этом этапе выкипают бутаны, оставляя пентаны и более тяжелые углеводороды в потоке природного газа.
  • Бутановый сплиттер или деизобутанизатор — этот шаг разделяет изо и нормальные бутаны.

Переходя от самых легких углеводородов к самым тяжелым, можно довольно легко разделить различные СПГ.

Чтобы узнать больше о фракционировании НГЛ, нажмите здесь.

Удаление серы и диоксида углерода

В дополнение к удалению воды, нефти и сжиженного природного газа, одна из наиболее важных частей обработки газа включает удаление серы и углекислого газа. Природный газ из некоторых скважин содержит значительные количества серы и углекислого газа. Этот природный газ из-за гниющего запаха, обусловленного содержанием в нем серы, обычно называют «кислым газом». Кислый газ нежелателен, потому что содержащиеся в нем соединения серы могут быть чрезвычайно вредными, даже смертельно опасными для дыхания.Кислый газ также может быть очень агрессивным. Кроме того, сера, которая существует в потоке природного газа, может быть извлечена и реализована самостоятельно. Фактически, согласно USGS, производство серы в США на газоперерабатывающих заводах составляет около 15 процентов от общего производства серы в США. Для получения информации о производстве серы в Соединенных Штатах, посетите USGS здесь.

Газ подслащивающая установка
Источник: Duke Energy Gas Transmission Канада

Сера существует в природном газе в виде сероводорода (H 2 S), и газ обычно считается кислым, если содержание сероводорода превышает 5.7 миллиграммов H 2 S на кубический метр природного газа. Процесс удаления сероводорода из кислого газа обычно называют «подслащиванием» газа.

Первичный процесс подслащивания кислого природного газа очень похож на процессы дегидратации гликоля и абсорбции природного газа. В этом случае, однако, растворы амина используются для удаления сероводорода. Этот процесс известен просто как «аминный процесс» или, альтернативно, как процесс Гирдлера, и используется в 95 процентах U.S. Газ подслащивающие операции. Кислый газ проходит через колонну, которая содержит раствор амина. Этот раствор обладает сродством к сере и поглощает ее так же, как и гликоль, поглощающий воду. Используются два основных раствора амина: моноэтаноламин (МЭА) и диэтаноламин (ДЭА). Любое из этих соединений в жидкой форме будет поглощать соединения серы из природного газа при его прохождении. Выходящий газ практически не содержит соединений серы и, таким образом, теряет статус кислого газа. Как и в случае процесса извлечения СПГ и дегидратации гликоля, используемый раствор амина может быть регенерирован (то есть поглощенная сера удалена), что позволяет использовать его повторно для обработки большего количества кислого газа.

Несмотря на то, что большая часть подслащивания кислым газом включает процесс абсорбции амина, также возможно использовать твердые осушители, такие как губки железа, для удаления сульфида и диоксида углерода.

Сера может быть продана и использована, если уменьшить ее до элементарной формы. Элементарная сера представляет собой ярко-желтый порошкообразный материал, и ее часто можно увидеть в больших кучах возле газоперерабатывающих заводов, как показано. Чтобы извлечь элементарную серу из газоперерабатывающего завода, серосодержащие отходы от процесса подслащивания газа должны быть дополнительно обработаны.Процесс, используемый для извлечения серы, известен как процесс Клауса и включает использование термических и каталитических реакций для извлечения элементарной серы из раствора сероводорода.

Для получения дополнительной информации о восстановлении серы и процессе Клауса, нажмите здесь.

Производство элементарной серы на установке подготовки газа
Источник: Duke Energy Gas Transmission Канада

В целом процесс Клауса обычно способен извлечь 97 процентов серы, которая была удалена из потока природного газа.Поскольку это такое загрязняющее и вредное вещество, дальнейшая фильтрация, сжигание и очистка от «хвостовых газов» обеспечивают извлечение более 98 процентов серы.

Чтобы узнать больше об экологических последствиях обработки и сжигания кислого газа, нажмите здесь.

Газопереработка — инструментальная часть цепочки создания стоимости природного газа. Это способствует тому, чтобы природный газ, предназначенный для использования, был как можно более чистым и чистым, что делает его чистым сжиганием и экологически безопасным выбором энергии.Как только природный газ полностью переработан и готов к употреблению, его необходимо транспортировать из тех районов, где производится природный газ, в те районы, где он требуется.

Нажмите здесь, чтобы узнать о транспортировке природного газа.

,

Анализ падения давления линии электропередачи природного газа в Бангладеш

Наша беседа сегодня

OUR CONVERSATION TODAY
НАША ПЕРЕГОВОРКА СЕГОДНЯ Наша цель состоит в том, чтобы повысить уровень осведомленности о цепочке поставок природного газа среди ключевых заинтересованных сторон, чтобы способствовать позитивным рабочим отношениям и более осознанному решению

Дополнительная информация

Фискальные измерения Природный газ

Fiscal Measurement Natural Gas
Белая книга FSG-WP-0012 Февраль 2014 Фискальные измерения Фискальные измерения природного газа Сколько? Налоговые измерения не следует путать с передачей депозита; на самом деле, фискальное измерение является более общим

Дополнительная информация

Информация о природном газе

Natural Gas Information Contents
Природный газ Информация Содержание Что такое природный газ Компоненты природного газа Физические свойства природного газа Различные формы природного газа Использование системы когенерации природного газа Природный газ и

Дополнительная информация

Закон о поставках газа и ценообразовании

Gas Supplies & Pricing Law
Статья: 1 Определения Закон о поставках и ценообразовании на газ Следующие термины и выражения имеют значения, указанные ниже, если иное не указано в настоящем документе: — Saudi Aramco: Саудовская Аравийская нефтяная компания —

Дополнительная информация

Система охлаждения открытого цикла

Open Cycle Refrigeration System
Глава 9 Система охлаждения открытого цикла Авторские права: Томас Т.С. Ван 温 到 祥 著 3 сентября 2008 г. Все права защищены. Система охлаждения открытого цикла состоит в том, что в системе нет традиционного испарителя.

Дополнительная информация

Охладить глобальное потепление

Putting a chill on global warming
Улавливание и хранение углерода Охладить глобальное потепление НАСОСЫ SABINE SULZER SULZER MARKUS DUSS SULZER CHEMTECH При сжигании топлива в атмосферу выбрасывается диоксид углерода (CO). Последующее

Дополнительная информация

Производительность компрессора

Compressor Performance
опыт вне контроля Программное обеспечение Compressor Performance Advisor (CPA) Мониторинг производительности компрессора с целью оценки производительности компрессора и оптимизации интервалов технического обслуживания составляет

Дополнительная информация

ОФФШОРНОЕ РАЗВИТИЕ ПОЛЯ

OFFSHORE FIELD DEVELOPMENT
ОФФШОРНЫЕ ВАРИАНТЫ РАЗРАБОТКИ ПОЛЯ И СТРАТЕГИЯ Автор: Нгуен Нгок Хоан М.Sc of Petroleum Engineering [email protected] ПРЕЗЕНТАЦИЯ СОДЕРЖАНИЕ Рассмотрение разработки месторождения Варианты и стратегия разработки месторождения

Дополнительная информация

Пластина с отверстиями Rosemount в мокром газе

Rosemount Orifice Plate in Wet Gas
00870-0100-4810 Январь 2006 г. Page 1 Дозирующая пластина Rosemount в мокром газе В этом документе обсуждается явление измерения влажного газа, определения и необходимость точного измерения этой смеси. Этот документ

Дополнительная информация

Комплексные подводные решения

Total Subsea Solutions
Total Subsea Solutions Total Subsea Solutions Разработка новых энергетических запасов, управление и совершенствование добывающих месторождений означает беспрецедентное количество технических проблем.В сотрудничестве с нашими клиентами,

Дополнительная информация

CO 2 41,2 МПа (абс) 20 C

CO 2 41.2 MPa (abs) 20 C
comp_02 Картридж СО 2 используется для движения небольшой ракетной тележки. Сжатый СО 2, хранящийся при давлении 41,2 МПа (абс) и температуре 20 ° С, расширяется с помощью плавно сужающегося сходящегося сопла

Дополнительная информация

Прикладная механика жидкости

Applied Fluid Mechanics
Прикладная механика жидкости 1.Природа жидкости и изучение механики жидкости 2. Вязкость жидкости 3. Измерение давления 4. Силы, вызванные статической жидкостью 5. Плавучесть и стабильность 6. Поток жидкости и

Дополнительная информация

5.2. Испарители — виды и использование

5.2. Vaporizers - Types and Usage
5.2. Испарители — виды и использование 5.2.1. Общие Испарители построены в многочисленных конструкциях и работают во многих режимах. В зависимости от заявки на обслуживание проектирование, строительство, осмотр,

Дополнительная информация

Сжиженный природный газ (СПГ)

Liquefied Natural Gas (LNG)
Диплом выпускника по специальности «Нефтепереработка», специальность «Сжиженный природный газ» (СПГ) ВВЕДЕНИЕ Церемония запуска 39-я неделя, 2012 год Администрация / Посещение завода / Основы осведомленности об основных рисках СПГ и СПГ Модуль

Дополнительная информация

Основными направлениями услуг являются:

Main areas of services are:
Пакистанский Фонд Развития Инженерии и Технологий предоставляет превосходные решения для нефтегазовых компаний / отраслей по добыче, добычи, транспортировки, переработки и смежных отраслейВверх по течению

Дополнительная информация

Факты о физических свойствах газа

Facts about gas physical properties
Факты о физических свойствах газа. Газ как топливо для судовых двигателей Статус и перспективы. Ingeniørhuset, 3. March 2008 Асгер Микен, DONG Energy DONG Energy 2 Повестка дня Основная информация о типах газа

Дополнительная информация

Аляскинский проект газопровода

ALASKA NATURAL GAS PIPELINE PROJECT
АЛЯСКА ПРОЕКТ НАТУРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА Свидетельство об АГИА З.H. Комитет по ресурсам Sparger House 11 мая 2007 г. EPC Energy Project Consultants, LLC Введение Уильям Х. (Билл) Консультанты Sparger Energy Project.

Дополнительная информация

Приложение 4-С. Теория открытого канала

Appendix 4-C. Open Channel Theory
4-C-1 Приложение 4-C-Теория открытого канала 4-C-2 Приложение 4.C — Содержание 4.C.1 Теория потока открытого канала 4-C-3 4.C.2 Концепции 4-C-3 4.C.2.1 Удельная энергия 4-C-3 4.C.2.2 Коэффициент распределения скорости

Дополнительная информация

Базовая гидравлика и пневматика

Basic Hydraulics and Pneumatics
Базовая гидравлика и пневматика Модуль 1: Введение в пневматику, ПОДГОТОВЛЕННАЯ IAT Учебный план Март 2011 г. Институт прикладных технологий, 2011 ATM 1122 Базовая гидравлика и пневматика Модуль 1:

Дополнительная информация

,