Каковы условия опрессовки технологических трубопроводов после их монтажа: Каковы условия опрессовки технологических трубопроводов после их монтажа?

Разное

Содержание

23. Каковы периодичность и минимальное значение давления опрессовки технологических трубопроводов после их монтажа или после ремонта с применением сварки?

В данной инструкции изложены основные функции сайта, и как ими пользоваться

Здравствуйте,  

Вы находитесь на странице инструкции сайта Тестсмарт.
Прочитав инструкцию, Вы узнаете  функции каждой кнопки.
Мы начнем сверху, продвигаясь  вниз, слева направо.
Обращаем Ваше внимание, что в мобильной версии  все кнопки располагаются, исключительно сверху вниз. 
Итак, первый значок, находящийся в самом верхнем левом углу, логотип сайта. Нажимая на него, не зависимо от страницы,  попадете на главную страницу.
«Главная» —  отправит вас на первую страницу.
«Разделы сайта» —  выпадет список разделов, нажав на один из них,  попадете в раздел интересующий Вас.

На странице билетов добавляется кнопка «Билеты», нажимая — разворачивается список билетов, где выбираете интересующий вас билет.

«Полезные ссылки» — нажав, выйдет список наших сайтов, на которых Вы можете получить дополнительную информацию.

 

 

 

В правом углу, в той же оранжевой полосе, находятся белые кнопки с символическими значками.

  • Первая кнопка выводит форму входа в систему для зарегистрированных пользователей.
  • Вторая кнопка выводит форму обратной связи через нее, Вы можете написать об ошибке или просто связаться с администрацией сайта.
  • Третья кнопка выводит инструкцию, которую Вы читаете. 🙂
  • Последняя кнопка с изображением книги ( доступна только на билетах) выводит список литературы необходимой для подготовки.

Опускаемся ниже, в серой полосе расположились кнопки социальных сетей, если Вам понравился наш сайт нажимайте, чтобы другие могли так же подготовиться к экзаменам.
Следующая функция «Поиск по сайту» — для поиска нужной информации, билетов, вопросов. Используя ее, сайт выдаст вам все известные варианты.
Последняя кнопка расположенная справа, это селектор нажав на который вы выбираете, сколько вопросов на странице вам нужно , либо по одному вопросу на странице, или все вопросы билета выходят на одну страницу.

На главной странице и страницах категорий, в середине, расположен список разделов. По нему вы можете перейти в интересующий вас раздел.
На остальных страницах в середине располагается сам билет. Выбираете правильный ответ и нажимаете кнопку ответ, после чего получаете результат тестирования.
Справой стороны (в мобильной версии ниже) на страницах билетов располагается навигация по билетам, для перемещения по страницам билетов.
На станицах категорий расположен блок тем, которые были добавлены последними на сайт.
Ниже добавлены ссылки на платные услуги сайта. Билеты с ответами, комментариями и результатами тестирования.
В самом низу, на черном фоне, расположены ссылки по сайту и полезные ссылки на ресурсы, они дублируют верхнее меню.
Надеемся, что Вам понравился наш сайт, тогда жмите на кнопки социальных сетей, что бы поделиться с другими и поможете нам.
Если же не понравился, напишите свои пожелания в форме обратной связи. Мы работаем над улучшением и качественным сервисом для Вас.

С уважением команда Тестсмарт.

Ошибка 404: страница не найдена!

К сожалению, запрошенный вами документ не найден. Возможно, вы ошиблись при наборе адреса или перешли по неработающей ссылке.

Для поиска нужной страницы, воспользуйтесь картой сайта ниже или перейдите на главную страницу сайта.

Поиск по сайту

Карта сайта

  • О Ростехнадзоре



  • Информация



  • Деятельность
    • Проведение проверок
      • Нормативные правовые акты, устанавливающие обязательные требования, соблюдение которых проверяется при проведении проверок
        • Нормативные правовые акты, являющиеся общими для различных областей надзора и устанавливающие обязательные требования, соблюдение которых поверяется при проведении проверок










        • Нормативные правовые акты, устанавливающие обязательные требования, соблюдение которых проверяется при осуществлении федерального государственного надзора в области использования атомной энергии










        • Нормативные правовые акты, устанавливающие обязательные требования, соблюдение которых проверяется при осуществлении федерального государственного надзора в области промышленной безопасности










        • Нормативные правовые акты, устанавливающие обязательные требования, соблюдение которых проверяется при осуществлении государственного горного надзора










        • Нормативные правовые акты, устанавливающие обязательные требования, соблюдение которых проверяется при осуществлении федерального государственного энергетического надзора










        • Нормативные правовые акты, устанавливающие обязательные требования, соблюдение которых проверяется при осуществлении федерального государственного надзора в области безопасности гидротехнических сооружений










        • Нормативные правовые акты, устанавливающие обязательные требования, соблюдение которых проверяется при осуществлении федерального государственного строительного надзора









      • Перечни правовых актов, содержащих обязательные требования, соблюдение которых оценивается при проведении мероприятий по контролю










      • Ежегодные планы проведения плановых проверок юридических лиц и индивидуальных предпринимателей










      • Статистическая информация, сформированная федеральным органом исполнительной власти в соответствии с федеральным планом статистических работ, а также статистическая информация по результатам проведенных плановых и внеплановых проверок










      • Ежегодные доклады об осуществлении государственного контроля (надзора) и об эффективности такого контроля










      • Информация о проверках деятельности органов исполнительной власти субъектов Российской Федерации и органов местного самоуправления, а также о направленных им предписаниях










      • Форма расчета УИН









    • Нормотворческая деятельность










    • Международное сотрудничество



    • Государственные программы Российской Федерации










    • Профилактика нарушений обязательных требований











    • Аттестация работников организаций










    • Государственная служба



    • Исполнение бюджета



    • Госзакупки



    • Информация для плательщиков










    • Порядок привлечения общественных инспекторов в области промышленной безопасности











    • Информатизация Службы



    • Сведения о тестовых испытаниях кумулятивных зарядов










    • Анализ состояния оборудования энергетического, бурового и тяжелого машиностроения в организациях ТЭК










    • Судебный и административный порядок обжалования нормативных правовых актов и иных решений, действий (бездействия) Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору










    • Прием отчетов о производственном контроле









  • Общественный совет



  • Противодействие коррупции
    • Нормативные правовые и иные акты в сфере противодействия коррупции



    • Антикоррупционная экспертиза










    • Методические материалы



    • Формы документов против коррупции для заполнения










    • Сведения о доходах, расходах, об имуществе и обязательствах имущественного характера
      • Сведения о доходах, имуществе и обязательствах имущественного характера гражданских служащих Ростехнадзора за 2019 год










      • Сведения о доходах, расходах, об имуществе и обязательствах имущественного характера гражданских служащих Ростехнадзора за 2018 год










      • Сведения о доходах, расходах, об имуществе и обязательствах имущественного характера гражданских служащих Ростехнадзора за 2017 год










      • Сведения о доходах, расходах, об имуществе и обязательствах имущественного характера гражданских служащих Ростехнадзора за 2016 год










      • Сведения о доходах, расходах, об имуществе и обязательствах имущественного характера гражданских служащих Ростехнадзора за 2015 год










      • Сведения о доходах, расходах, об имуществе и обязательствах имущественного характера гражданских служащих Ростехнадзора за 2014 год










      • Сведения о доходах, расходах, об имуществе и обязательствах имущественного характера гражданских служащих Ростехнадзора за 2013 год










      • Сведения о доходах, имуществе и обязательствах имущественного характера гражданских служащих Ростехнадзора за 2012 год










      • Сведения о доходах, имуществе и обязательствах имущественного характера гражданских служащих Ростехнадзора за 2011 год










      • Сведения о доходах, имуществе и обязательствах имущественного характера гражданских служащих Ростехнадзора за 2010 год










      • Сведения о доходах, имуществе и обязательствах имущественного характера гражданских служащих Ростехнадзора за 2009 год









    • Комиссия по соблюдению требований к служебному поведению и урегулированию конфликта интересов



    • Доклады, отчеты, обзоры, статистическая информация










    • Обратная связь для сообщений о фактах коррупции










    • Информация для подведомственных Ростехнадзору организаций










    • Материалы антикоррупционного просвещения










    • Иная информация







  • Открытый Ростехнадзор



  • Промышленная безопасность



  • Ядерная и радиационная безопасность



  • Энергетическая безопасность
    • Федеральный государственный энергетический надзор
      • Нормативные правовые и правовые акты










      • Основные функции и задачи










      • Информация о субъектах электроэнергетики, теплоснабжающих организациях, теплосетевых организациях и потребителях электрической энергии, деятельность которых отнесена к категории высокого и значительного риска










      • Уроки, извлеченные из аварий и несчастных случаев










      • Перечень вопросов Отраслевой комиссии Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору по проверке знаний норм и правил в области энергетического надзора










      • Перечень вопросов (тестов), применяемых в отраслевой комиссии Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору по проверке знаний норм и правил в области энергетического надзора










      • Перечень вопросов (тестов), применяемых в отраслевой комиссии Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору по проверке знаний норм и правил в области энергетического надзора для инспекторского состава территориальных органов Ростехнадзора










      • О проведении проверок соблюдения обязательных требований субъектами электроэнергетики, теплоснабжающими организациями, теплосетевыми организациями и потребителями электрической энергии в 2020 году










      • Контакты









    • Федеральный государственный надзор в области безопасности гидротехнических сооружений



  • Строительный надзор


Билет № 6

1. Кто обеспечивает ликвидацию скважин, не подлежащих использованию, а также сохранность скважин, которые могут быть использованы при разработке месторождения и (или) в иных хозяйственных целях?

2. Какое минимальное расстояние должно быть между парораспределительным пунктом и устьем нагнетательной скважины?

3. В каких случаях технические устройства, применяемые на ОПО, подлежат экспертизе промышленной безопасности?

4. Каким образом производится резка талевых канатов?

5. Какими устройствами необходимо оборудовать отделители жидкости (сепараторы)?

6. В каком положении должна находиться центральная задвижка при установке гирлянды порохового заряда в лубрикатор?

7. На какое расстояние от эстакады должен быть удален локомотив перед началом операции по сливу и наливу железнодорожных цистерн?

8. Сколько человек может работать в замкнутом пространстве одновременно?

9. Каковы периодичность и минимальное значение давления опрессовки технологических трубопроводов после их монтажа или после ремонта с применением сварки?

10. В каком положении должны находиться задвижки на всасывающем и нагнетательном продуктопроводах при необходимости сдвига поршня парового насоса с мертвого положения вручную?

Перейти к результату

Каковы периодичность и минимальное значение давления опрессовки — MOREREMONTA

  • 1,1 Рабочего давления
  • 1,25 Рабочего давления
  • 1,15 Рабочего давления
  • Давление опрессовки должно быть равно рабочему давлению

Кем определяются критерии вывода из эксплуатации оборудования, инструментов, контрольно-измерительных приборов?

  • Разработчиком или организацией-изготовителем
  • Ростехнадзором или его территориальным органом
  • Эксплуатирующей организацией или ее структурным подразделением
  • Поставщиком оборудования

Кем выполняются работы по определению возможности продления сроков безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений?

  • Поставщиком оборудования
  • Экспертной организацией
  • Разработчиком проекта
  • Организацией-изготовителем
  • Ростехнадзором или его территориальным органом

Каким образом производится резка талевых канатов?

  • С использованием электросварки, имеющей надежное заземление
  • С использованием специальных приспособлений и применением защитных очков (масок)
  • С использованием любой технологической резки
  • Только с использованием разрывной машины

От чего зависит частота осмотров каната?

  • От характера и условий работы
  • От рекомендаций экспертных организаций
  • От требований, установленных в нормативных документах
  • От рекомендаций завода-изготовителя

Какое устройство следует предусматривать для ремонта коммутационной аппаратуры в распределительном устройстве буровой установки?

  • Блокиратор
  • Линейный разъединитель
  • Электрический выключатель
  • Прерыватель
  • Любое устройство, размыкающее электрическую цепь

Какими светильниками должны быть обеспечены каждая буровая установка, взрывопожароопасный объект по добыче, сборе и подготовке нефти, газа и газового конденсата, ремонту скважин на нефть и газ?

  • Стационарными светильниками напряжением 12 В во взрывозащищенном исполнении
  • Стационарными светильниками напряжением 6 В во взрывозащищенном исполнении
  • Переносными светильниками напряжением 12 В во взрывозащищенном исполнении
  • Переносными светильниками напряжением 24 В во взрывозащищенном исполнении

Какую группу по электробезопасности должен иметь электротехнический персонал, обслуживающий электроприводы буровых установок до и выше 1000 В?

  • I группу
  • Не ниже IV группы
  • Не выше III группы
  • Не ниже II группы

Разрешается ли последовательно включать в заземляющую шину несколько заземляемых объектов?

  • Разрешается, если поступит разрешение от главного энергетика организации
  • Разрешается, при получении одобрения от главного инженера организации
  • Разрешается в исключительных случаях, по согласованию с территориальным органом Ростехнадзора
  • Запрещается

Какие виды медицинского осмотра (обследования для определения пригодности для выполнения работ) должны проходить работники, занятые на работах с опасными и вредными условиями труда?

  • Только предварительный при поступлении на работу, периодические не проводятся
  • Только периодические (ежегодные), предварительные не проводятся
  • Виды и частоту осмотров определяет работодатель по своему усмотрению
  • Предварительный при поступлении на работу и периодические (ежегодные)
  • Для этих категорий работников медицинские осмотры (обследования) не проводятся

Должны ли работники, выполняющие работы повышенной опасности проходить психиатрическое освидетельствование. Если да, то с какой периодичностью?

  • Да, не реже одного раза в пять лет в порядке, устанавливаемом Правительством Российской Федерации
  • Не должны
  • Правилами не регламентируется
  • Да, периодичность и порядок проведения освидетельствования устанавливается работодателем
  • Да, не реже одного раза в десять лет по рекомендации Минздравсоцразвития РФ

Гидравлическому испытанию подлежат все котлы, пароперегреватели, экономайзеры и их элементы изготовления.

Гидравлическое испытание имеет целью проверку прочности элементов котла и плотности соединений.

Гидравлическое испытание проводится не реже одного раза в 8-мь лет.

Гидравлическому испытанию в целях проверки плотности и прочности всех элементов котла, пароперегревателя и экономайзера, а также всех сварных и других соединений подлежат:

а) все трубные, сварные, литые, фасонные и другие элементы и детали, а также арматура, если они не прошли гидравлического испытания на местах их изготовления; гидравлическое испытание перечисленных элементов и деталей не является обязательным, если они подвергаются 100-процентному контролю ультразвуком или иным равноценным неразрушающим методом дефектоскопии;

б) элементы котлов в собранном виде (барабаны и коллекторы с приваренными штуцерами или трубами, блоки поверхностей нагрева и трубопроводов и др.). Гидравлическое испытание коллекторов и блоков трубопроводов не является обязательным, если все составляющие их элементы были подвергнуты гидравлическому испытанию или 100- процентному контролю ультразвуком или другим равноценным методом неразрушающего контроля, а все выполняемые при изготовлении этих сборных элементов сварные соединения проверены неразрушающим методом контроля (ультразвуком или радиографией) по всей протяженности;

в) котлы, пароперегреватели и экономайзеры после окончания их изготовления или монтажа.

Допускается проведение гидравлического испытания отдельных и сборных элементов вместе с котлом, если в условиях изготовления или монтажа проведение их испытания отдельно от котла невозможно.

Гидравлическое испытание котла, его элементов и отдельных изделий проводится после термообработки и всех видов контроля, а также исправления обнаруженных дефектов.

Гидравлическое испытание должно проводиться водой температурой не ниже 5 и не выше 40 о С. в случаях, когда это необходимо по условиям характеристик металла, верхний предел температуры воды может быть увеличен до 80 о С в соответствии с рекомендацией специализированной научно-исследовательской организации.

При заполнении котла, автономного пароперегревателя, экономайзера водой должен быть удален воздух из внутренних полостей. Давление следует поднимать равномерно до достижения пробного.

Общее время подъема давления указывается в инструкции по монтажу и эксплуатации котла; если такого указания в инструкции нет, то время подъема давления должно быть не менее 10 мин.

Время выдержки под пробным давлением должно быть не менее 10 мин.

После выдержки под пробным давлением давление снижают до рабочего, при котором производят осмотр всех сварных, вальцованных, заклепочных и разъемных соединений.

Давление воды при испытании должно контролироваться двумя манометрами, из которых один должен иметь класс точности не ниже 1,5. Использование сжатого воздуха или газа для подъема давления не допускается.

Минимальное значение пробного давления Рh при гидравлическом испытании для котлов, пароперегревателей, экономайзеров, а также трубопроводов в пределах котла принимаются:

при рабочем давлении не более 0,5МПа (5 кгс/см 2 )

Ph=1,5р, но не менее 0,2МПа (2 кгс/см 2 )

при рабочем давлении более 0,5МПа (5 кгс/см 2 )

Ph=1,25р, но не менее р + 0,3МПа (3 кгс/см 2 )

После проведения гидравлического испытания необходимо обеспечить удаление воды.

Объект считается выдержавшим испытание, если не будет обнаружено видимых остаточных деформаций, трещин или признаков разрыва, течи в сварных, развальцованных, в разъемных и заклепочных соединениях и в основном металле.

В развальцованных и разъемных соединениях допускается появление отдельных капель, которые при выдержке времени не увеличиваются в размерах.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Лучшие изречения: Сдача сессии и защита диплома — страшная бессонница, которая потом кажется страшным сном. 8811 — | 7169 — или читать все.

91.146.8.87 © studopedia.ru Не является автором материалов, которые размещены. Но предоставляет возможность бесплатного использования. Есть нарушение авторского права? Напишите нам | Обратная связь.

Отключите adBlock!
и обновите страницу (F5)

очень нужно

1В соответствии с Инструкцией по исследованию скважин, утвержденной Минприродой России

2Каждые 6 месяцев в полном объеме и ежеквартально в объеме необходимом геологической службе организации

3В соответствии с утвержденным планом работ, разработанным в соответствии с проектной документацией разработки данного месторождения

Каковы периодичность и минимальное значение давления опрессовки технологических трубопроводов после их монтажа или после ремонта с применением сварки?

1Периодичность и условия опрессовки устанавливаются проектной документацией, а также нормативно-техническими документами в области промышленной безопасности

2Периодичность — раз в 3 месяца, условия опрессовки — 1,25 рабочего давления

3Давление опрессовки должно быть равно рабочему давлению, периодичность не нормирована

Что запрещается выполнять обходчикам при профилактических осмотрах нефтегазопроводов?

1Подходить к станции катодной защиты на расстояние ближе 10 м

2Спускаться в колодцы и другие углубления на территории охранной зоны

3Выходить из операторской без средств индивидуальной защиты органов дыхания

4Передвигаться в одиночку по территории

Чем должны оборудоваться объекты, для обслуживания которых требуется подъем рабочего на высоту?

1При подъеме на высоту до 1,0 м — ступенями, а на высоту выше 1,0 м — лестницами с перилами

2При подъеме на высоту до 0,75 м — настилом с планками, а на высоту выше 0,75 м — ступенями

3При подъеме на высоту до 1,5 м — ступенями, а на высоту выше 1,5 м — лестницами с перилами

4При подъеме на высоту до 0,75 м — ступенями, а на высоту выше 0,75 м — лестницами с перилами

6. Представители каких служб входят в состав комиссии, созданной пользователем недрами (или его представителем) для оформления комплекта документов на ликвидацию скважины?

1Представители геологической службы, службы бурения, главного инженера, службы промышленной и экологической безопасности, представителя территориального органа Ростехнадзора

2Представители геологической службы, службы бурения, главного инженера, службы промышленной и экологической безопасности, дополнительно в комиссию могут привлекаться необходимые специалисты (геолог, экономист, главный бухгалтер)

3Представители геологической службы, службы бурения, главного инженера, службы промышленной и экологической безопасности, представителя территориального органа Росприроднадзора

Каким требованиям должно отвечать помещение технологического блока установки гидропоршневых и струйных насосов?

1Помещение должно иметь постоянную принудительную вентиляцию, обеспечивающую четырехкратный воздухообмен по полному внутреннему объему помещения в течение часа, температуру в блоках не ниже 1 оС, уровень шума не более 100 дБ, скорость вибрации не более 5 мм/с

2Помещение должно иметь постоянную принудительную вентиляцию, обеспечивающую восьмикратный воздухообмен по полному внутреннему объему помещения в течение часа, температуру в блоках не ниже 5 оС, уровень шума не более 80 дБ, скорость вибрации не более 2 мм/с

3Помещение должно иметь постоянную принудительную вентиляцию, обеспечивающую двукратный воздухообмен по полному внутреннему объему помещения в течение часа, температуру в блоках не ниже 3 оС, уровень шума не более 90 дБ, скорость вибрации не более 1 мм/с

Что следует использовать для отключения резервного насоса от всасывающих и напорных коллекторов?

1Задвижки 2Заглушки 3Обратный клапан 4Обратный клапан и задвижку 5Обратный клапан и заглушку

9.На какое значение давления должна быть опрессована нагнетательная система после сборки до начала закачки?

1На ожидаемое давление закачки 2На расчетное давление 3На полуторократное рабочее давление

4На максимальное возможное давление 5На двукратное ожидаемое рабочее давление, но не более указанного в инструкции по эксплуатации оборудования

10. Сколько человек может работать в замкнутом пространстве одновременно? 1Два 3Один 2Три

Дата добавления: 2018-11-24 ; просмотров: 278 ; ЗАКАЗАТЬ РАБОТУ

В каком случае строительство скважин можно производить без применения дополнительных мер безопасности

Главная » Разное » В каком случае строительство скважин можно производить без применения дополнительных мер безопасности

В каком случае строительство скважин можно производить без применения дополнительных мер безопасности?

  • Исходя из каких требований производится выбор манометров для установки на блоках дросселирования и глушения?
  • Каково необходимое количество шаровых кранов на буровой при вскрытии газовых пластов с аномально высоким давлением, сероводородсодержащих горизонтов?
  • С какой периодичностью следует испытывать предохранительные пояса и фалы статической нагрузкой?
  • Какое напряжение должно применяться для питания переносных электрических светильников, используемых при работах в особо неблагоприятных условиях и в наружных установках?
  • Каким документом определяется порядок организации и производства работ на одном объекте нескольких подразделений одной организации, эксплуатирующей опасный производственный объект?
  • Что является основной причиной возникновения газонефтеводопроявлений?
  • Кем устанавливается периодичность проверки плашечных превенторов на закрытие и открытие?
  • Каким образом производится резка талевых канатов?
  • Откуда должен осуществляться пуск буровых насосов в работу?
  • Можно ли повышать плотность бурового раствора, находящегося в скважине?
  • Какое устройство следует предусматривать для ремонта коммутационной аппаратуры в распределительном устройстве буровой установки?
  • Требованиям какого документа должны соответствовать свойства тампонажных материалов и формируемого из них цементного камня?
  • В каком случае запрещается производить спуск технических и эксплуатационных колонн в скважину?
  • При каких атмосферных явлениях разрешается проводить работы на высоте по монтажу, демонтажу и ремонту вышек и мачт?
  • Представители каких организаций включаются в обязательном порядке в комиссию при испытании колонны на герметичность?
  • Что необходимо предпринять в процессе подъема колонны бурильных труб для предупреждения газонефтеводопроявлений?
  • В каком случае строительство скважин можно производить без применения дополнительных мер безопасности?
  • Каким давлением производится испытание пневматической системы буровой установки на месте производства работ (после монтажа, ремонта)?
  • После выполнения какого условия работникам разрешается приступить к демонтажу буровой установки на электроприводе?
  • В каком случае оснащение буровых установок верхним приводом не обязательно?
  • С какой частотой проводится опрессовка кранов шаровых и клапанов обратных?
  • Какую освещенность роторного стола должны обеспечивать светильники буровых установок?
  • Кем утверждается перечень работ, осуществляемых по наряду-допуску, порядок оформления нарядов-допусков, перечни должностей специалистов, имеющих право выдавать и утверждать наряды-допуски?
  • Должны ли буровые насосы оборудоваться компенсаторами давления? Если да, то, какие требования при этом должны соблюдаться?
  • Какое требование установлено к освещению в зонах работ на открытых площадках в ночное время?
  • В каком случае допускается временное применение деревянных настилов из досок толщиной не менее 40 мм при ведении работ на пожаровзрывоопасных производствах (установках подготовки нефти, резервуарных парках)?
  • Какой документ является основным для производства буровых работ?
  • Каким должно быть расстояние между кустами или кустовой площадкой и одиночной скважиной?
  • Превенторы должны периодически проверяться на закрытие и открытие. С какой периодичностью?
  • Рабочий проект на производство буровых работ разрабатывается на отдельную скважину или на группу скважин?
  • Какие меры из перечисленных входят в комплекс работ по освоению скважин?
  • Каким документом определяются типы резьбовых соединений и резьбовых смазок, применяемых в интервалах интенсивного искривления ствола в конструкциях скважин?
  • Какой должна быть длина линий сбросов на факелы от блоков глушения и дросселирования?
  • В каком случае запрещается приступать к выполнению работ по строительству скважины?
  • Кто разрабатывает и утверждает документацию по организации безопасного производства работ на кустовой площадке?
  • С какой периодичностью проводится профилактический осмотр подъемного оборудования (лебедки, талевого блока, крюка, крюкоблока, вертлюга, штропов, талевого каната и устройств для его крепления, элеваторов, спайдеров, предохранительных устройств, блокировок и другого оборудования)?
  • Кем должны осуществляться работы по ликвидации открытого фонтана?
  • Каким документом устанавливаются периодичность и способы проверки состояния обсадных колонн по мере их износа и необходимые мероприятия по обеспечению безопасной проводки и эксплуатации скважины?
  • С учетом чего должен производиться выбор вида освещения производственных и вспомогательных помещений?
  • Какой должна быть высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения верхних секций обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах?
  • Что должно быть указано на корпусах оборудования, входящего в состав талевой системы (кронблок, талевый блок, крюк)?
  • Кем осуществляется надзор за ходом строительства скважин, качеством выполнения работ, уровнем технологических процессов и операций, качеством используемых материалов и технических средств, соблюдением безопасных условий труда?
  • Кто устанавливает порядок организации, проведения планового ремонта и обслуживания бурового и энергетического оборудования?
  • Какие действия включает в себя первая стадия защиты скважины при угрозе газонефтеводопроявления?
  • Каковы требования к производству работ по глубинным измерениям в скважинах с избыточным давлением на устье?
  • Каким должно быть расстояние между группами скважин на кустовой площадке?
  • Каким документом устанавливают требования к технологии и порядок проведения перфорации продуктивного пласта при сниженном уровне или в среде, отличающейся от установленных требований?
  • Консервация скважин в процессе бурения осуществляется в соответствии с Инструкцией о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов. Предусмотрены ли Правилами дополнительные работы при консервации скважин в процессе бурения, кроме требований Инструкции?
  • При каком условии рабочие бригады допускаются к выполнению специальных работ (передвижке буровой установки, монтажу мобильных буровых установок, ремонтным работам повышенной сложности)?
  • Какие данные должны быть указаны на металлической табличке, укрепляемой на видном месте мачты агрегата по ремонту скважин?
  • Какой должна быть длина линий сбросов на факелы от блоков глушения и дросселирования для скважин, сооружаемых с насыпного основания и ограниченных площадок?
  • Кто должен обслуживать электрооборудование установки?
  • При каком превышении давления должны срабатывать предохранительные устройства насоса?
  • Необходим ли лабораторный анализ цемента для условий предстоящего цементирования колонны?
  • Какое расстояние должно быть между устьями скважин при их размещении на кустовых площадках вечномерзлых грунтов?
  • Кто устанавливает нормативные сроки наработки, виды инспекций и дефектоскопии для бурильных труб, ведущих, утяжеленных бурильных труб, переводников, опорно-центрирующих и других элементов бурильной колонны?
  • Кем устанавливается порядок проведения работ на кустовых площадках при совмещении во времени различных по характеру работ (бурение, освоение, эксплуатация, монтаж нефтегазодобывающего оборудования и т.д.)?
  • По какому принципу должны быть идентифицированы ОПО при разведке и обустройстве нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, содержащих сернистый водород и другие вредные вещества?
  • От чего зависит частота осмотров каната?
  • В каком случае при освоении нефтяных месторождений в проектной документации должны быть предусмотрены дополнительные меры безопасности при испытании обсадных колонн на герметичность и обвязке устьев скважин противовыбросовым оборудованием?
  • Кем выполняются работы по определению возможности продления сроков безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений?
  • Какие ограничения предусмотрены для перфорации обсадных колонн при проведении ремонтно-изоляционных работ в процессе проводки ствола скважины?
  • Кем разрабатываются инструкции по монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования (ПВО)?
  • В каких случаях производится контроль бурового раствора на газонасыщенность?
  • При каких условиях допускается повторное использование рабочего проекта при бурении группы скважин на идентичных по геолого-техническим условиям площадях?
  • Что должна обеспечивать прочность кондукторов, технических колонн и установленного на них противовыбросового оборудования?
  • Разрешается ли последовательное соединение между собой заземляющих устройств разных зданий, сооружений, установок при помощи одного заземляющего проводника?
  • Какую освещенность должны обеспечивать светильники на пути движения талевого блока?
  • Каковы условия опрессовки технологических трубопроводов после их монтажа?
  • В каких случаях следует производить долив бурового раствора в скважину?
  • На какое давление должны опрессовываться нагнетательные трубопроводы для цементирования ствола скважины?
  • Какие показатели должны контролироваться при бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин?
  • Какое общее количество скважин в группе может быть размещено на кустовой площадке?
  • Что допускается в пределах территории буферной зоны?
  • Какой класс взрывоопасной зоны представлен на рисунке?
  • В каком случае следует прекратить работы на соседних блоках всех эксплуатационных скважин?
  • Чем должны оборудоваться объекты, для обслуживания которых требуется подъем рабочего на высоту?
  • Назвать необходимое количество шаровых кранов на буровой при вскрытии коллекторов, насыщенных нефтью и газом?
  • Где должен быть установлен основной пульт для управления превенторами и гидравлическими задвижками?
  • В каком случае разрешается проводить спуско-подъемные операции?

В каком случае оснащение буровых установок верхним приводом не обязательно?

  • Исходя из каких требований производится выбор манометров для установки на блоках дросселирования и глушения?
  • Каково необходимое количество шаровых кранов на буровой при вскрытии газовых пластов с аномально высоким давлением, сероводородсодержащих горизонтов?
  • С какой периодичностью следует испытывать предохранительные пояса и фалы статической нагрузкой?
  • Какое напряжение должно применяться для питания переносных электрических светильников, используемых при работах в особо неблагоприятных условиях и в наружных установках?
  • Каким документом определяется порядок организации и производства работ на одном объекте нескольких подразделений одной организации, эксплуатирующей опасный производственный объект?
  • Что является основной причиной возникновения газонефтеводопроявлений?
  • Кем устанавливается периодичность проверки плашечных превенторов на закрытие и открытие?
  • Каким образом производится резка талевых канатов?
  • Откуда должен осуществляться пуск буровых насосов в работу?
  • Можно ли повышать плотность бурового раствора, находящегося в скважине?
  • Какое устройство следует предусматривать для ремонта коммутационной аппаратуры в распределительном устройстве буровой установки?
  • Требованиям какого документа должны соответствовать свойства тампонажных материалов и формируемого из них цементного камня?
  • В каком случае запрещается производить спуск технических и эксплуатационных колонн в скважину?
  • При каких атмосферных явлениях разрешается проводить работы на высоте по монтажу, демонтажу и ремонту вышек и мачт?
  • Представители каких организаций включаются в обязательном порядке в комиссию при испытании колонны на герметичность?
  • Что необходимо предпринять в процессе подъема колонны бурильных труб для предупреждения газонефтеводопроявлений?
  • В каком случае строительство скважин можно производить без применения дополнительных мер безопасности?
  • Каким давлением производится испытание пневматической системы буровой установки на месте производства работ (после монтажа, ремонта)?
  • После выполнения какого условия работникам разрешается приступить к демонтажу буровой установки на электроприводе?
  • В каком случае оснащение буровых установок верхним приводом не обязательно?
  • С какой частотой проводится опрессовка кранов шаровых и клапанов обратных?
  • Какую освещенность роторного стола должны обеспечивать светильники буровых установок?
  • Кем утверждается перечень работ, осуществляемых по наряду-допуску, порядок оформления нарядов-допусков, перечни должностей специалистов, имеющих право выдавать и утверждать наряды-допуски?
  • Должны ли буровые насосы оборудоваться компенсаторами давления? Если да, то, какие требования при этом должны соблюдаться?
  • Какое требование установлено к освещению в зонах работ на открытых площадках в ночное время?
  • В каком случае допускается временное применение деревянных настилов из досок толщиной не менее 40 мм при ведении работ на пожаровзрывоопасных производствах (установках подготовки нефти, резервуарных парках)?
  • Какой документ является основным для производства буровых работ?
  • Каким должно быть расстояние между кустами или кустовой площадкой и одиночной скважиной?
  • Превенторы должны периодически проверяться на закрытие и открытие. С какой периодичностью?
  • Рабочий проект на производство буровых работ разрабатывается на отдельную скважину или на группу скважин?
  • Какие меры из перечисленных входят в комплекс работ по освоению скважин?
  • Каким документом определяются типы резьбовых соединений и резьбовых смазок, применяемых в интервалах интенсивного искривления ствола в конструкциях скважин?
  • Какой должна быть длина линий сбросов на факелы от блоков глушения и дросселирования?
  • В каком случае запрещается приступать к выполнению работ по строительству скважины?
  • Кто разрабатывает и утверждает документацию по организации безопасного производства работ на кустовой площадке?
  • С какой периодичностью проводится профилактический осмотр подъемного оборудования (лебедки, талевого блока, крюка, крюкоблока, вертлюга, штропов, талевого каната и устройств для его крепления, элеваторов, спайдеров, предохранительных устройств, блокировок и другого оборудования)?
  • Кем должны осуществляться работы по ликвидации открытого фонтана?
  • Каким документом устанавливаются периодичность и способы проверки состояния обсадных колонн по мере их износа и необходимые мероприятия по обеспечению безопасной проводки и эксплуатации скважины?
  • С учетом чего должен производиться выбор вида освещения производственных и вспомогательных помещений?
  • Какой должна быть высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения верхних секций обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах?
  • Что должно быть указано на корпусах оборудования, входящего в состав талевой системы (кронблок, талевый блок, крюк)?
  • Кем осуществляется надзор за ходом строительства скважин, качеством выполнения работ, уровнем технологических процессов и операций, качеством используемых материалов и технических средств, соблюдением безопасных условий труда?
  • Кто устанавливает порядок организации, проведения планового ремонта и обслуживания бурового и энергетического оборудования?
  • Какие действия включает в себя первая стадия защиты скважины при угрозе газонефтеводопроявления?
  • Каковы требования к производству работ по глубинным измерениям в скважинах с избыточным давлением на устье?
  • Каким должно быть расстояние между группами скважин на кустовой площадке?
  • Каким документом устанавливают требования к технологии и порядок проведения перфорации продуктивного пласта при сниженном уровне или в среде, отличающейся от установленных требований?
  • Консервация скважин в процессе бурения осуществляется в соответствии с Инструкцией о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов. Предусмотрены ли Правилами дополнительные работы при консервации скважин в процессе бурения, кроме требований Инструкции?
  • При каком условии рабочие бригады допускаются к выполнению специальных работ (передвижке буровой установки, монтажу мобильных буровых установок, ремонтным работам повышенной сложности)?
  • Какие данные должны быть указаны на металлической табличке, укрепляемой на видном месте мачты агрегата по ремонту скважин?
  • Какой должна быть длина линий сбросов на факелы от блоков глушения и дросселирования для скважин, сооружаемых с насыпного основания и ограниченных площадок?
  • Кто должен обслуживать электрооборудование установки?
  • При каком превышении давления должны срабатывать предохранительные устройства насоса?
  • Необходим ли лабораторный анализ цемента для условий предстоящего цементирования колонны?
  • Какое расстояние должно быть между устьями скважин при их размещении на кустовых площадках вечномерзлых грунтов?
  • Кто устанавливает нормативные сроки наработки, виды инспекций и дефектоскопии для бурильных труб, ведущих, утяжеленных бурильных труб, переводников, опорно-центрирующих и других элементов бурильной колонны?
  • Кем устанавливается порядок проведения работ на кустовых площадках при совмещении во времени различных по характеру работ (бурение, освоение, эксплуатация, монтаж нефтегазодобывающего оборудования и т.д.)?
  • По какому принципу должны быть идентифицированы ОПО при разведке и обустройстве нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, содержащих сернистый водород и другие вредные вещества?
  • От чего зависит частота осмотров каната?
  • В каком случае при освоении нефтяных месторождений в проектной документации должны быть предусмотрены дополнительные меры безопасности при испытании обсадных колонн на герметичность и обвязке устьев скважин противовыбросовым оборудованием?
  • Кем выполняются работы по определению возможности продления сроков безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений?
  • Какие ограничения предусмотрены для перфорации обсадных колонн при проведении ремонтно-изоляционных работ в процессе проводки ствола скважины?
  • Кем разрабатываются инструкции по монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования (ПВО)?
  • В каких случаях производится контроль бурового раствора на газонасыщенность?
  • При каких условиях допускается повторное использование рабочего проекта при бурении группы скважин на идентичных по геолого-техническим условиям площадях?
  • Что должна обеспечивать прочность кондукторов, технических колонн и установленного на них противовыбросового оборудования?
  • Разрешается ли последовательное соединение между собой заземляющих устройств разных зданий, сооружений, установок при помощи одного заземляющего проводника?
  • Какую освещенность должны обеспечивать светильники на пути движения талевого блока?
  • Каковы условия опрессовки технологических трубопроводов после их монтажа?
  • В каких случаях следует производить долив бурового раствора в скважину?
  • На какое давление должны опрессовываться нагнетательные трубопроводы для цементирования ствола скважины?
  • Какие показатели должны контролироваться при бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин?
  • Какое общее количество скважин в группе может быть размещено на кустовой площадке?
  • Что допускается в пределах территории буферной зоны?
  • Какой класс взрывоопасной зоны представлен на рисунке?
  • В каком случае следует прекратить работы на соседних блоках всех эксплуатационных скважин?
  • Чем должны оборудоваться объекты, для обслуживания которых требуется подъем рабочего на высоту?
  • Назвать необходимое количество шаровых кранов на буровой при вскрытии коллекторов, насыщенных нефтью и газом?
  • Где должен быть установлен основной пульт для управления превенторами и гидравлическими задвижками?
  • В каком случае разрешается проводить спуско-подъемные операции?

В каком случае строительство скважин можно производить без применения дополнительных мер безопасности?

Какие данные должны быть указаны на металлической табличке, укрепляемой на видном месте мачты агрегата по ремонту скважин?

  • Исходя из каких требований производится выбор манометров для установки на блоках дросселирования и глушения?
  • Каково необходимое количество шаровых кранов на буровой при вскрытии газовых пластов с аномально высоким давлением, сероводородсодержащих горизонтов?
  • С какой периодичностью следует испытывать предохранительные пояса и фалы статической нагрузкой?
  • Какое напряжение должно применяться для питания переносных электрических светильников, используемых при работах в особо неблагоприятных условиях и в наружных установках?
  • Каким документом определяется порядок организации и производства работ на одном объекте нескольких подразделений одной организации, эксплуатирующей опасный производственный объект?
  • Что является основной причиной возникновения газонефтеводопроявлений?
  • Кем устанавливается периодичность проверки плашечных превенторов на закрытие и открытие?
  • Каким образом производится резка талевых канатов?
  • Откуда должен осуществляться пуск буровых насосов в работу?
  • Можно ли повышать плотность бурового раствора, находящегося в скважине?
  • Какое устройство следует предусматривать для ремонта коммутационной аппаратуры в распределительном устройстве буровой установки?
  • Требованиям какого документа должны соответствовать свойства тампонажных материалов и формируемого из них цементного камня?
  • В каком случае запрещается производить спуск технических и эксплуатационных колонн в скважину?
  • При каких атмосферных явлениях разрешается проводить работы на высоте по монтажу, демонтажу и ремонту вышек и мачт?
  • Представители каких организаций включаются в обязательном порядке в комиссию при испытании колонны на герметичность?
  • Что необходимо предпринять в процессе подъема колонны бурильных труб для предупреждения газонефтеводопроявлений?
  • В каком случае строительство скважин можно производить без применения дополнительных мер безопасности?
  • Каким давлением производится испытание пневматической системы буровой установки на месте производства работ (после монтажа, ремонта)?
  • После выполнения какого условия работникам разрешается приступить к демонтажу буровой установки на электроприводе?
  • В каком случае оснащение буровых установок верхним приводом не обязательно?
  • С какой частотой проводится опрессовка кранов шаровых и клапанов обратных?
  • Какую освещенность роторного стола должны обеспечивать светильники буровых установок?
  • Кем утверждается перечень работ, осуществляемых по наряду-допуску, порядок оформления нарядов-допусков, перечни должностей специалистов, имеющих право выдавать и утверждать наряды-допуски?
  • Должны ли буровые насосы оборудоваться компенсаторами давления? Если да, то, какие требования при этом должны соблюдаться?
  • Какое требование установлено к освещению в зонах работ на открытых площадках в ночное время?
  • В каком случае допускается временное применение деревянных настилов из досок толщиной не менее 40 мм при ведении работ на пожаровзрывоопасных производствах (установках подготовки нефти, резервуарных парках)?
  • Какой документ является основным для производства буровых работ?
  • Каким должно быть расстояние между кустами или кустовой площадкой и одиночной скважиной?
  • Превенторы должны периодически проверяться на закрытие и открытие. С какой периодичностью?
  • Рабочий проект на производство буровых работ разрабатывается на отдельную скважину или на группу скважин?
  • Какие меры из перечисленных входят в комплекс работ по освоению скважин?
  • Каким документом определяются типы резьбовых соединений и резьбовых смазок, применяемых в интервалах интенсивного искривления ствола в конструкциях скважин?
  • Какой должна быть длина линий сбросов на факелы от блоков глушения и дросселирования?
  • В каком случае запрещается приступать к выполнению работ по строительству скважины?
  • Кто разрабатывает и утверждает документацию по организации безопасного производства работ на кустовой площадке?
  • С какой периодичностью проводится профилактический осмотр подъемного оборудования (лебедки, талевого блока, крюка, крюкоблока, вертлюга, штропов, талевого каната и устройств для его крепления, элеваторов, спайдеров, предохранительных устройств, блокировок и другого оборудования)?
  • Кем должны осуществляться работы по ликвидации открытого фонтана?
  • Каким документом устанавливаются периодичность и способы проверки состояния обсадных колонн по мере их износа и необходимые мероприятия по обеспечению безопасной проводки и эксплуатации скважины?
  • С учетом чего должен производиться выбор вида освещения производственных и вспомогательных помещений?
  • Какой должна быть высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения верхних секций обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах?
  • Что должно быть указано на корпусах оборудования, входящего в состав талевой системы (кронблок, талевый блок, крюк)?
  • Кем осуществляется надзор за ходом строительства скважин, качеством выполнения работ, уровнем технологических процессов и операций, качеством используемых материалов и технических средств, соблюдением безопасных условий труда?
  • Кто устанавливает порядок организации, проведения планового ремонта и обслуживания бурового и энергетического оборудования?
  • Какие действия включает в себя первая стадия защиты скважины при угрозе газонефтеводопроявления?
  • Каковы требования к производству работ по глубинным измерениям в скважинах с избыточным давлением на устье?
  • Каким должно быть расстояние между группами скважин на кустовой площадке?
  • Каким документом устанавливают требования к технологии и порядок проведения перфорации продуктивного пласта при сниженном уровне или в среде, отличающейся от установленных требований?
  • Консервация скважин в процессе бурения осуществляется в соответствии с Инструкцией о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов. Предусмотрены ли Правилами дополнительные работы при консервации скважин в процессе бурения, кроме требований Инструкции?
  • При каком условии рабочие бригады допускаются к выполнению специальных работ (передвижке буровой установки, монтажу мобильных буровых установок, ремонтным работам повышенной сложности)?
  • Какие данные должны быть указаны на металлической табличке, укрепляемой на видном месте мачты агрегата по ремонту скважин?
  • Какой должна быть длина линий сбросов на факелы от блоков глушения и дросселирования для скважин, сооружаемых с насыпного основания и ограниченных площадок?
  • Кто должен обслуживать электрооборудование установки?
  • При каком превышении давления должны срабатывать предохранительные устройства насоса?
  • Необходим ли лабораторный анализ цемента для условий предстоящего цементирования колонны?
  • Какое расстояние должно быть между устьями скважин при их размещении на кустовых площадках вечномерзлых грунтов?
  • Кто устанавливает нормативные сроки наработки, виды инспекций и дефектоскопии для бурильных труб, ведущих, утяжеленных бурильных труб, переводников, опорно-центрирующих и других элементов бурильной колонны?
  • Кем устанавливается порядок проведения работ на кустовых площадках при совмещении во времени различных по характеру работ (бурение, освоение, эксплуатация, монтаж нефтегазодобывающего оборудования и т.д.)?
  • По какому принципу должны быть идентифицированы ОПО при разведке и обустройстве нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, содержащих сернистый водород и другие вредные вещества?
  • От чего зависит частота осмотров каната?
  • В каком случае при освоении нефтяных месторождений в проектной документации должны быть предусмотрены дополнительные меры безопасности при испытании обсадных колонн на герметичность и обвязке устьев скважин противовыбросовым оборудованием?
  • Кем выполняются работы по определению возможности продления сроков безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений?
  • Какие ограничения предусмотрены для перфорации обсадных колонн при проведении ремонтно-изоляционных работ в процессе проводки ствола скважины?
  • Кем разрабатываются инструкции по монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования (ПВО)?
  • В каких случаях производится контроль бурового раствора на газонасыщенность?
  • При каких условиях допускается повторное использование рабочего проекта при бурении группы скважин на идентичных по геолого-техническим условиям площадях?
  • Что должна обеспечивать прочность кондукторов, технических колонн и установленного на них противовыбросового оборудования?
  • Разрешается ли последовательное соединение между собой заземляющих устройств разных зданий, сооружений, установок при помощи одного заземляющего проводника?
  • Какую освещенность должны обеспечивать светильники на пути движения талевого блока?
  • Каковы условия опрессовки технологических трубопроводов после их монтажа?
  • В каких случаях следует производить долив бурового раствора в скважину?
  • На какое давление должны опрессовываться нагнетательные трубопроводы для цементирования ствола скважины?
  • Какие показатели должны контролироваться при бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин?
  • Какое общее количество скважин в группе может быть размещено на кустовой площадке?
  • Что допускается в пределах территории буферной зоны?
  • Какой класс взрывоопасной зоны представлен на рисунке?
  • В каком случае следует прекратить работы на соседних блоках всех эксплуатационных скважин?
  • Чем должны оборудоваться объекты, для обслуживания которых требуется подъем рабочего на высоту?
  • Назвать необходимое количество шаровых кранов на буровой при вскрытии коллекторов, насыщенных нефтью и газом?
  • Где должен быть установлен основной пульт для управления превенторами и гидравлическими задвижками?
  • В каком случае разрешается проводить спуско-подъемные операции?
⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒

А) В случае строительства скважин в многолетнемерзлых породах.

Б) В случае строительства скважин на кустовых площадках.

В) В случае строительства скважин на месторождениях с содержанием в нефти (газе) 3% (объемных) сероводорода.

Г) Во всех перечисленных случаях строительство необходимо производить с применением дополнительных мер безопасности.

При каких условиях допускается повторное использование рабочего проекта при бурении группы скважин на идентичных по геолого-техническим условиям площадях?

А) При одинаковых проектных глубинах по стволу скважин.

Б) При одинаковом назначении и конструкции скважин.

В) При отличии плотности бурового раствора от проектной в пределах ± 0,3 г/см3.

Г) При идентичности горно-геологических условий проводки и условий природопользования.

Д) При общности всех перечисленных факторов.

Сколько стадий защиты от возникновения открытых фонтанов должен обеспечивать рабочий проект на бурение скважин?

А) В зависимости от характеристик скважины.

Б) До пяти стадий защиты.

В) Три стадии защиты.

Г) Две стадии защиты.

Каким должно быть расстояние между группами скважин на кустовой площадке?

А) Не менее 15 м.

Б) Не менее 10 м.

В) Не менее 7 м.

Г) Не менее 5 м.

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Экзаменационные билеты (тесты) по блоку Б.

2 «Требования промышленной безопасности в нефтяной и газовой промышленности»

УТВЕРЖДЕНЫ
распоряжением Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от «___» __________2014 г. № _____

Экзаменационные билеты (тесты) по блоку Б.2 «Требования промышленной безопасности в нефтяной и газовой промышленности»

Б.2.1. Эксплуатация объектов нефтяной и газовой промышленности

1. Каким документом регламентируются действия персонала по предотвращению и локализации аварий на опасном производственном объекте?

  1. Правила внутреннего распорядка организации, эксплуатирующей ОПО.
  2. Должностные инструкции работников опасного производственного  объекта.
  3. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности.
  4. (*) Планы локализации и ликвидации последствий аварий (ПЛА), разработанные комиссией, состоящей из специалистов предприятия, эксплуатирующего опасный производственный объект.

2. С какой периодичностью необходимо пересматривать планы локализации и ликвидации последствий аварий (ПЛА)?

  1. ПЛА пересмотру не подлежат.
  2. Каждый раз, когда изменяется технология и условия работы.
  3. (*) Раз в три года.
  4. Раз в пять лет.

3. Что должно быть предусмотрено в оперативной части плана локализации и ликвидации последствий аварий (ПЛА)?

  1. Мероприятия по спасению людей и ликвидации аварии.
  2. Все виды возможных аварий на данном объекте.
  3. (*) Способы оповещения об аварии (например, сирена, световая сигнализация, громкоговорящая связь, телефон), пути выхода людей из опасных мест и участков в зависимости от характера аварии, действия лиц технического персонала, режимы работы вентиляции при возникновении аварии, необходимость и последовательность выключения электроэнергии, ограничение допуска персонала в аварийную зону.
  4. Места нахождения средств  для спасения людей и ликвидации аварий.
  5. Действия газоспасателей, пожарных и других подразделений.

4. Кто  утверждает план локализации и ликвидации последствий аварий (ПЛА)?

  1. Главный инженер организации и работник службы охраны труда.
  2. (*) Технический  руководитель предприятия.
  3. Главный механик и работник службы охраны труда.
  4. Сотрудник, ответственный за организацию и осуществление производственного контроля.

5. В каком порядке осуществляется допуск подрядных организаций на опасные производственные объекты нефтегазодобывающих производств?

  1. (*) В соответствии с Положением о порядке допуска и организации безопасного производства работ, утвержденного организацией, эксплуатирующей опасные производственные объекты нефтегазодобывающих производств.
  2. В соответствии с графиком взаимодействия, согласованным с заинтересованными  организациями.
  3. В соответствии с инструкцией, устанавливающей требования к организации работ утвержденной организацией, эксплуатирующей опасные производственные объекты нефтегазодобывающих производств.
  4. В соответствии с производственным заданием, выданным руководителем организации эксплуатирующей опасные производственные объекты нефтегазодобывающих производств  или лицом его заменяющим.

6. Кто  утверждает перечень работ, осуществляемых по наряду-допуску, порядок оформления нарядов-допусков, перечни должностей специалистов, имеющих право руководить этими работами?

  1. Ответственный  руководитель  вышестоящей организации.
  2. Начальник территориального органа Ростехнадзора.
  3. (*) Технический  руководитель организации.
  4. Директор регионального центра Министерства Российской Федерации по делам гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий.
  5. Ответственный исполнитель работ.

7. На основании какого документа осуществляются работы повышенной опасности на опасных производственных объектах?

  1. На основании Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности.
  2. На основании руководства по эксплуатации оборудования.
  3. (*) На основании  инструкций, устанавливающих требования к организации и безопасному проведению таких работ, утвержденных техническим руководителем организации.
  4. На основании регламента об организации безопасного производства работ, утвержденного руководителем этой организации.

8. Требования какого  документа обеспечивают безопасность технологических процессов на объектах добычи, сбора и подготовки нефти, газа и газового конденсата?

  1. Требования руководств по эксплуатации оборудования.
  2. Требования проектной документации на эксплуатацию опасного производственного объекта.
  3. Требования Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности.
  4. (*) Требования технологического регламента (ТР) на каждый технологический процесс опасного производственного объекта.

9. Какими организациями разрабатываются и утверждаются технологические регламенты на работы по добыче, сбору и подготовке нефти, газа и газового конденсата?

  1. (*) Разрабатываются проектной организацией на стадии проектирования и строительства, а также реконструкции и согласовываются с главным инженером (техническим руководителем) организации. На стадии эксплуатации опасного производственного объекта (ОПО) — разрабатываются организацией, на балансе которой находятся ОПО, и согласовываются генеральным проектировщиком технологического процесса.
  2. Разрабатываются специализированными организациями, а утверждаются компанией-оператором.
  3. Разрабатываются и утверждаются компанией-оператором.
  4. Разрабатываются проектной организацией, а утверждаются подрядной организацией.
  5. Разрабатываются проектной организацией, а утверждаются территориальными органами Ростехнадзора.

10. В каких случаях необходима экспертиза промышленной безопасности на консервацию опасного производственного объекта нефтегазодобывающего производства?

  1. В случае повышенной концентрации сероводорода в составе добываемой продукции.
  2. В случае угрозы газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов.
  3. (*) Во всех случаях консервации опасного производственного объекта, а также когда длительность консервации опасного производственного объекта нефтегазодобывающего производства превышает сроки, предусмотренные документацией на его консервацию.
  4. В случаях аварии или инцидента на консервированном объекте.

11. Каким документом определяются размеры санитарно-защитных зон от крайнего ряда эксплуатационных скважин, а также вокруг других опасных производственных объектов нефтегазодобывающего комплекса?

  1. Требованиями, разработанными эксплуатирующей организацией в технологическом регламенте на опасный производственный объект.
  2. Требованиями нормативной документации в области природопользования.
  3. (*) Требованиями проектной документации.
  4. Требованиями корпоративных стандартов и норм.

 12. Когда следует проводить замеры уровня освещенности внутри помещений (в том числе участков, отдельных рабочих мест, проходов и так далее)?

  1. (*) Перед вводом сети освещения в эксплуатацию в соответствии с нормами освещенности, а также при изменении функционального назначения помещений.
  2. Перед вводом объекта в эксплуатацию и далее ежегодно.
  3. Только после реконструкции систем освещения.
  4. Перед вводом объекта в эксплуатацию и далее ежегодно на рабочих местах.

13. Какое требование предъявляется к зонам работ в ночное время на открытых площадках?

  1. Должны быть защищены от проникновения посторонних лиц.
  2. Должны иметь надежную охрану.
  3. (*) Должны иметь аварийное или эвакуационное освещение.
  4. Должны иметь звуковую и световую сигнализацию.

14. С учетом каких факторов должен производиться выбор вида освещения производственных и вспомогательных помещений?

  1. (*) С учетом максимального использования естественного освещения.
  2. С учетом режима экономии электроэнергии.
  3. С учетом эстетических требований.
  4. С учетом оптимальной нагрузки на источники электроэнергии.

15. Чем должны оборудоваться объекты, для обслуживания которых требуется подъем рабочего на высоту?

  1. При подъеме на высоту до 1,0 м — ступенями, а на высоту выше 1,0 м — лестницами с перилами.
  2. (*) При подъеме на высоту до 0,75 м — настилом с планками, а на высоту выше 0,75 м – ступенями.
  3. При подъеме на высоту до 1,5 м — ступенями, а на высоту выше 1,5 м — лестницами с перилами.
  4. При подъеме на высоту до 0,75 м — ступенями, а на высоту выше 0,75 м — лестницами с перилами.

16. Из каких материалов изготавливается настил для рабочих площадок, расположенных на высоте?

  1. Только из металлических листов, исключающих возможность скольжения.
  2. Только досок толщиной не менее 40 мм.
  3. (*) Из металлические листов с поверхностью, исключающей возможность скольжения, или из досок толщиной не менее 40 мм.
  4. Только из пруткового (круглого) проката.
  5.  При наличии перил на площадках допускается настил из гладких металлических листов.

17. С какой периодичностью следует испытывать предохранительные пояса и фалы статической нагрузкой?

  1. Не реже одного раза в год статической нагрузкой, указанной в инструкции по эксплуатации завода-изготовителя.
  2. Не реже одного раза в четыре года статической нагрузкой 225 кгс в течение пяти минут.
  3. Не реже одного раза в три года статической нагрузкой 225 кгс в течение пяти минут.
  4. (*)  Не реже чем один раз в 6 месяцев статической нагрузкой, указанной в инструкции по эксплуатации завода-изготовителя или (при отсутствии требований в инструкции) статической нагрузкой 225 кгс в течение пяти минут.

18. В каком случае допускается временное применение деревянных настилов из досок толщиной не менее 40 мм при ведении работ с лесов на пожаровзрывоопасных производствах (установках подготовки нефти, резервуарных парках и т.п.)? 

  1. В случае выполнения аварийно-спасательных работ допускается временное применение деревянных настилов из досок толщиной не менее 40 мм, обработанных препятствующими горению материалами.
  2. (*) В случаях ведения работ с лесов во время ремонта полностью остановленных оборудования и аппаратов, зданий и сооружений допускается временное применение деревянных настилов из досок толщиной не менее 40 мм, обработанных препятствующими горению материалами.
  3. Временное применение деревянных настилов не допускается.
  4. В случае ликвидации утечек опасных жидкостей допускается временное применение деревянных настилов из досок толщиной не менее 40 мм, обработанных препятствующими горению материалами.
  5. В случае пробной обкатки и ввода в эксплуатацию оборудования и аппаратов допускается временное применение деревянных настилов из досок толщиной не менее 40 мм, обработанных препятствующими горению материалами.

19. Какие требования предъявляются к проведению приемочных испытаний технических устройств, применяемых на опасных производственных объектах?

  1. Приемочные испытания технических устройств, применяемых на опасных производственных объектах, проводятся в присутствии инспектора Ростехнадзора.
  2. Приемочные испытания технических устройств, применяемых на опасных производственных объектах, проводятся на заводе-изготовителе.
  3. Приемочные испытания технических устройств, применяемых на опасных производственных объектах, проводятся на объекте эксплуатирующей организации.
  4. (*) Приемочные испытания технических устройств, применяемых на опасных производственных  объектах, проводятся по согласованной с Ростехнадзором программе и методике приемочных испытаний.

20. Какие требования предъявляются к техническим устройствам, которые вводятся в эксплуатацию на ОПО после капитального ремонта, связанного с конструктивными изменениями?

  1. Документация на технические устройства, которые вводятся в эксплуатацию на ОПО после капитального ремонта, связанного с конструктивными изменениями должна быть согласована с разработчиком этого оборудования.
  2. Документация на технические устройства, которые вводятся в эксплуатацию на ОПО после капитального ремонта, связанного с конструктивными изменениями должна быть согласована с надзорными органами.
  3. (*) Технические устройства, которые вводятся в эксплуатацию на ОПО после капитального ремонта, связанного с конструктивными изменениями должны пройти приемо-сдаточные испытания, результаты которых оформляются актом эксплуатирующей организации.

21. В каких случаях технические устройства, применяемые на ОПО, подлежат экспертизе промышленной безопасности?

  1. Технические устройства подлежат экспертизе промышленной безопасности во всех случаях.
  2. Технические устройства подлежат экспертизе промышленной безопасности, только если они иностранного производства.
  3. (*) Технические устройства подлежат экспертизе промышленной безопасности, если они подверглись конструктивным изменениям в процессе эксплуатации, а также в иных случаях, установленных ст. 7 ФЗ-116 от 20.06.1997.

22. Где должны находиться запорные, отсекающие и предохранительные устройства, устанавливаемые на нагнетательном и всасывающем трубопроводах насоса или компрессора?

  1. (*) На максимально приближенном расстоянии к насосу (компрессору) и в доступной и безопасной для обслуживания зоне.
  2. В помещении пульта управления насосами (компрессорами).
  3. На расстоянии не менее 100 диаметров трубопровода и в доступной и безопасной для обслуживания зоне.

23. Каковы периодичность и минимальное значение давления опрессовки  технологических трубопроводов после их монтажа или после ремонта с применением сварки?

  1. (*) Периодичность и условия опрессовки устанавливаются проектной документацией, а также нормативно-техническими документами в области промышленной безопасности.
  2. Периодичность  — раз в 3 месяца, условия опрессовки — 1,25 рабочего давления.
  3. Давление опрессовки должно быть равно рабочему давлению, периодичность не нормирована.

24. Кем определяются критерии вывода из эксплуатации оборудования, инструментов, контрольно-измерительных приборов?

  1. (*) Критерии вывода из эксплуатации оборудования определяются изготовителем и вносятся в инструкцию по эксплуатации оборудования.
  2. Критерии вывода из эксплуатации оборудования определяются Ростехнадзором или его территориальным органом на основании экспертизы промышленной безопасности.
  3. Критерии вывода из эксплуатации оборудования определяются эксплуатирующей организацией или ее структурным подразделением на основании диагностирования.

 25. Кем выполняются работы по определению возможности продления сроков безопасной эксплуатации технических устройств?

  1. (*) Работы по определению возможности  продления сроков безопасной эксплуатации технических устройств осуществляются экспертными организациями.
  2. Работы по определению возможности  продления сроков безопасной эксплуатации технических устройств осуществляются разработчиком проекта.
  3. Работы по определению возможности продления сроков безопасной эксплуатации технических устройств осуществляются организацией-изготовителем.

С какой периодичностью следует испытывать предохранительные пояса и фалы статической нагрузкой?

А) Не реже одного раза в год.
Б) Не реже одного раза в квартал.
В) Не реже одного раза в три года.
Г) Не реже двух раз в год.

ФНП ПБ НГП п.36. Предохранительные пояса и фалы следует испытывать не реже чем один раз в 6 месяцев статической нагрузкой, указанной в инструкции по эксплуатации завода-изготовителя, специальной комиссией с оформлением акта. При отсутствии таких данных в инструкции по эксплуатации испытание следует проводить статической нагрузкой 225 кгс в течение пяти минут.

В каком случае допускается временное применение деревянных настилов из досок толщиной не менее 40 мм при ведении работ на пожаровзрывоопасных производствах (установках подготовки нефти, резервуарных парках)?

А) В случае выполнения аварийно-спасательных работ.
Б) В случаях ведения работ с лесов во время ремонта полностью остановленных оборудования и аппаратов.
В) Временное применение деревянных настилов не допускается.
Г) В случае ликвидации утечек опасных жидкостей.
Д) В случае ввода в эксплуатацию нового оборудования и аппаратов.

ФНП ПБ НГП п.37. Для взрывопожароопасных производств (установки подготовки нефти, резервуарные парки, склады горюче-смазочных материалов, площадки скважин и другие объекты) в местах возможного разлива жидких горючих и легковоспламеняющихся веществ применение деревянных настилов запрещается.

Разрешается временное применение деревянных настилов из досок толщиной не менее 0,04 м, обработанных препятствующими горению материалами, при ведении работ с лесов во время ремонта полностью остановленных оборудования и аппаратов, зданий и сооружений.

Где должны находиться запорные, отсекающие и предохранительные устройства, устанавливаемые на нагнетательном и всасывающем трубопроводах насоса или компрессора?

А) На максимально приближенном расстоянии к насосу (компрессору).
Б) В помещении пульта управления насосами (компрессорами).
В) На расстоянии не менее 100 диаметров трубопровода.
Г) Нормативными документами не регламентируется.

ФНП ПБ НГП п.60. Запорные, отсекающие, разгружающие и предохранительные устройства, устанавливаемые на нагнетательном и всасывающем трубопроводах насоса или компрессора, должны быть максимально приближены к насосу (компрессору) и находиться в доступной и безопасной для обслуживания зоне.

Каковы условия опрессовки технологических трубопроводов после их монтажа?

А) В любом случае давление опрессовки должно составлять 1,1 рабочего давления.
Б) В любом случае давление опрессовки должно быть не менее 1,15 рабочего давления.
В) Давление опрессовки должно быть равно рабочему давлению.
Г) Условия опрессовки устанавливаются проектной документацией, а также нормативно-техническими документами в области промышленной безопасности.

ФНП ПБ НГП п.63. Технологические трубопроводы после их монтажа, а также после ремонта с применением сварки должны быть опрессованы. Периодичность и условия опрессовки устанавливаются проектной документацией, а также нормативно-техническими документами в области промышленной безопасности.


Кем определяются критерии вывода из эксплуатации оборудования, инструментов, контрольно-измерительных приборов?

А) Организацией-изготовителем.
Б) Ростехнадзором или его территориальным органом.
В) Эксплуатирующей организацией или ее структурным подразделением.
Г) Поставщиком оборудования.

ФНП ПБ НГП п. 67. По достижении срока эксплуатации, установленного изготовителем, дальнейшая эксплуатация технического устройства без продления срока безопасной эксплуатации не разрешается.

Критерии вывода из эксплуатации определяются изготовителем и вносятся в инструкцию по эксплуатации оборудования.

Кем выполняются работы по определению возможности продления сроков безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений?

А) Поставщиком оборудования.
Б) Экспертной организацией.
В) Организацией-изготовителем.
Г) Территориальным органом Ростехнадзора.

ФНП ПБ НГП п.67.Продление срока безопасной эксплуатации технических устройств должно осуществляться в соответствии с нормативно-техническими документами по результатам проведения необходимых экспертиз.

Каким образом производится резка талевых канатов?

А) С использованием электросварки, имеющей надежное заземление.
Б) С использованием специальных приспособлений и применением защитных очков (масок).
В) С использованием любой технологической резки.
Г) Только с использованием разрывной машины.

ФНП ПБ НГП п.76. Резка талевых канатов, а также канатов для подъема вышек и мачт, растяжек, страховочных канатов с использованием электросварки запрещается. Резку канатов следует производить механическим способом с использованием специальных приспособлений с применением защитных очков (масок).

PHMSA: Связь с заинтересованными сторонами — Гидростатические испытания

Обзор:

Испытания под давлением используются операторами трубопроводов как средство для определения целостности трубопровода сразу после строительства и перед вводом трубопровода в эксплуатацию, а также в течение срока эксплуатации трубопровода. Испытание под давлением после строительства подтверждает соответствие материалов трубопровода и методов строительства.

Правила

об управлении целостностью требуют, чтобы операторы трубопроводов периодически проводили оценку целостности определенных трубопроводов.Испытания под давлением — один из приемлемых методов проведения этих оценок. Испытание под давлением для оценки целостности предназначено для определения того, имеет ли трубопровод для опасной жидкости или газа достаточную прочность — целостность — для предотвращения утечек или разрывов при нормальной работе и в аварийных условиях.

При испытании под давлением испытательная среда (газ или жидкость) внутри трубопровода с помощью насосов или компрессоров сжимается до давления, превышающего нормальное рабочее давление трубопровода.Это испытательное давление поддерживается в течение нескольких часов, чтобы убедиться в отсутствии утечек в трубопроводе. Любые признаки утечки требуют идентификации и устранения утечки. Затем в трубопроводе снова создается давление, и испытание повторяется. Эксплуатационная целостность сварных швов и самой трубы гарантируется, если испытание под давлением успешно завершено.

Гидростатические (непроточная вода) Испытания:

Испытания гидростатическим давлением обычно используются для испытаний трубопроводов для опасных жидкостей и трубопроводов природного газа с повышенным напряжением (> 30% SMYS) после строительства.

Гидростатические испытания также широко используются для периодической оценки целостности трубопроводов для транспортировки опасных жидкостей и газа (особенно, когда использование встроенных инструментов контроля невозможно). Углеводородные продукты вытесняются из тестируемой секции или секций и заменяются водой, чтобы минимизировать ущерб окружающей среде, который может возникнуть в результате утечек или разрывов. По ряду причин, включая перебои в работе и другие факторы воздействия на систему, гидростатические испытания могут быть неосуществимы для всех трубопроводов.Когда невозможны ни встроенные инструменты проверки, ни гидростатические испытания, операторы обычно проводят оценку целостности, используя процесс, называемый «прямой оценкой».

Если трубопровод успешно проходит испытание на гидростатическое давление, можно предположить, что в испытуемой трубе нет опасных дефектов. Это особенно важно при работе с участками труб, которые были изготовлены до 1970 года с использованием низкочастотной контактной сварки сопротивлением (LFERW) и сварки внахлест (LW) продольного шва.Опыт показал, что в некоторых случаях некоторые из сварных на заводе швов на этих типах труб могут выходить из строя.

Требования и ограничения по гидростатическим испытаниям трубопроводов для опасных жидкостей указаны в 49 CFR 195, подраздел E; Требования и ограничения для трубопроводов природного газа указаны в 49 CFR 192, подраздел J.

.

Гидростатическое испытание трубопроводов для опасных жидкостей требует испытания при давлении не менее 125% от максимального рабочего давления (MOP) в течение не менее 4 часов непрерывной работы и дополнительных 4 часов при давлении не менее 110% от MOP, если трубопровод не работает. видимый.Если есть опасения по поводу скрытых трещин, которые могут расти из-за явления, известного как «реверсирование давления», то можно провести испытание на «скачок» при максимальном давлении 139% от MOP в течение короткого периода (~ 1/2 часа). . Пиковое испытание служит для «расчистки» любых трещин, которые в противном случае могли бы расти во время снижения давления после гидростатического испытания или в результате циклов рабочего давления. Были проведены исследования, которые демонстрируют приемлемость трубопровода для продления срока службы после испытания гидростатическим давлением, если отсутствуют факторы, которые могут ускорить рост трещин, такие как коррозия или агрессивные циклы давления.

Испытание пневматическим давлением:

Пневматическое испытание трубопроводов под давлением относится к использованию воздуха или инертного газа (например, азота) в качестве испытательной среды вместо воды. Операторы трубопроводов редко используют пневматические испытания под давлением для систем, работающих при давлении выше 100 фунтов на кв. Дюйм, из соображений безопасности. Количество энергии, хранящейся в сжатом газе, намного превышает энергию, запасенную в сжатой жидкости. Если во время испытания пневматическим давлением под высоким давлением произойдет отказ трубопровода, внезапное выделение такого большого количества энергии может быть опасным для персонала, проводящего испытания.

Гидростатические испытания: где я могу узнать больше?

Дополнительную информацию о гидростатических испытаниях и трубопроводах LFERW можно найти в следующих ссылках:

  • Джон Ф. Кейфнер, Роль гидростатических испытаний в оценке целостности трубопроводов, Представлено на семинаре Northeast Pipeline Integrity Workshop, Олбани, штат Нью-Йорк, июнь 2001 г. www.kiefner.com
  • Джон Ф. Кифнер, Работа с трубами с ВПВ и трубами оплавлением с использованием низкочастотной сварки в соответствии с оценкой целостности, связанной с HCA , Представлено на ETCE 2002 ASME Engineering Technology Conference on Energy, Houston Texas, Paper No.ETCE2002 / Pipe-29029, февраль 2002 г. www.kiefner.com

Дата редакции: 12012011

Требования к гидростатическим и пневматическим испытаниям

Испытания под давлением — это неразрушающий способ гарантировать целостность оборудования, такого как сосуды под давлением, трубопроводы, водопроводные линии, газовые баллоны, котлы и топливные баки. Нормы трубопроводов требуют подтверждения того, что система трубопроводов способна выдерживать номинальное давление и не имеет утечек.Наиболее широко используемый код для проверки давления и утечки — это ASME B31, код для напорных трубопроводов. Среди нескольких его разделов требованиям и процедурам, перечисленным в кодах ниже, следует ARANER:

.

  • ASME B31.1 Трубопроводы питания
  • ASME B31.3 Технологические трубопроводы
  • ASME B31.5 Холодильный трубопровод

Испытания под давлением могут проводиться либо с жидкостью , обычно с водой (гидростатическая), или с газом , обычно с сухим азотом (пневматическим).

Общие требования к испытаниям под давлением

  1. Напряжение, превышающее предел текучести: испытательное давление может быть уменьшено до максимального давления, которое не будет превышать предел текучести при температуре испытания.
  2. Расширение испытательной жидкости: Если испытательное давление должно поддерживаться в течение определенного периода времени и жидкость в системе подвержена тепловому расширению, необходимо принять меры, чтобы избежать чрезмерного давления.
  3. Предварительное пневматическое испытание: Предварительное испытание с использованием воздуха при избыточном давлении не более 170 кПа (25 фунтов на квадратный дюйм) может быть выполнено перед гидростатическим или пневматическим испытанием для определения основных утечек.
  4. Обследование на утечки: испытание на утечку должно проводиться не менее 10 минут, и все соединения и соединения должны быть проверены на предмет утечек.
  5. Термическая обработка: Испытания на герметичность должны проводиться после завершения любой термообработки.
  6. Низкая температура испытания: При проведении испытаний на герметичность при температурах металла, близких к температуре вязко-хрупкого перехода, необходимо учитывать возможность хрупкого разрушения.
  7. Защита персонала: Необходимо принять соответствующие меры предосторожности в случае разрыва системы трубопроводов, чтобы исключить опасность для персонала вблизи испытываемых линий.
  8. Ремонт или дополнения после испытания на герметичность: Если после испытания на герметичность были произведены ремонтные работы или дополнения, затронутые трубопроводы должны быть повторно испытаны.
  9. Протоколы испытаний: Записи должны вестись по каждой системе трубопроводов во время испытаний, включая:
    • Дата испытания
    • Идентификация испытанной системы трубопроводов
    • Испытательная жидкость
    • Испытательное давление
    • Заверение результатов экзаменатором

Подготовка к испытаниям

  1. Открытие стыков: Все стыки, включая сварные швы, ранее не испытанные под давлением, должны оставаться неизолированными и открытыми для проверки во время испытания.
  2. Добавление временных опор: системы трубопроводов , предназначенные для пара или газа, должны быть снабжены дополнительными временными опорами, если необходимо, чтобы выдержать вес испытательной жидкости.
  3. Ограничение или изоляция компенсаторов: компенсаторы должны быть снабжены временными ограничителями, если это требуется для дополнительной испытываемой нагрузки давления.

Изоляция оборудования и трубопроводов, не подвергнутых испытанию под давлением: Оборудование, которое не должно подвергаться испытанию под давлением, должно быть либо отсоединено от системы, либо изолировано заглушкой или аналогичными средствами.

Рисунок 1: Изоляция трубопровода

Гидростатические испытания

  1. Испытательная жидкость: Жидкость должна быть водой, если нет возможности повреждения из-за замерзания или неблагоприятного воздействия воды на трубопровод или технологический процесс. В этом случае можно использовать другую нетоксичную жидкость.
  2. Обеспечение вентиляционных отверстий в высоких точках : Вентиляционные отверстия должны быть предусмотрены в высоких точках системы трубопроводов для удаления воздушных карманов во время заполнения системы.
  3. Давление и процедура: Пределы давления различны для ASME B31.1 и ASME B31.3.

ASME B31.1

Гидростатическое испытательное давление в любой точке трубопроводной системы не должно быть меньше, чем в 1,5 раза проектного давления, но не должно превышать максимально допустимое испытательное давление любого неизолированного компонента, а также не должно превышать пределы расчетных напряжений из-за случайные нагрузки.

ASME B31.3

Испытательное давление должно быть не менее 1.5-кратное расчетное давление. Когда расчетная температура выше, чем температура испытания, минимальное давление должно быть рассчитано по формуле. P T = 1,5 P S T / S, где = допустимое напряжение при температуре испытания, S = допустимое напряжение при расчетной температуре компонента, P = расчетное избыточное давление. Испытательное давление может быть уменьшено до максимального давления, которое не будет превышать нижнее значение из предела текучести или 1,5-кратного номинального значения компонента при температуре испытания. Давление должно непрерывно поддерживаться в течение минимального времени 10 минут , а затем может быть снижено до расчетного давления и удерживаться в течение времени, которое может потребоваться для проведения проверок на утечку.Все соединения и соединения должны быть проверены на герметичность.

Пневматическое испытание

  1. Меры предосторожности: Пневматические испытания связаны с опасностью высвобождения энергии, накопленной в сжатом газе. Необходимо соблюдать особую осторожность. Его рекомендуется использовать только в том случае, если трубопроводные системы спроектированы таким образом, что они не могут быть заполнены водой, то есть системы хладагента; или когда трубопроводные системы должны использоваться в тех службах, где недопустимы следы испытательной среды.
  2. Испытательная жидкость: Газ, используемый в качестве испытательной жидкости, если не воздух, должен быть негорючим и нетоксичным, например азот.
  3. Давление и процедура: Пределы давления и методология различны для кодов, упомянутых выше.

ASME B3.1

Давление пневматического испытания должно быть не менее 1,2 и не более чем в 1,5 раза больше расчетного давления в трубопроводной системе. Оно не должно превышать максимально допустимое испытательное давление любого неизолированного компонента.Давление в системе должно постепенно увеличиваться не более чем до 1/2 испытательного давления, после чего давление должно увеличиваться с шагом примерно 1/10 испытательного давления до тех пор, пока не будет достигнуто требуемое испытательное давление. Давление должно поддерживаться непрерывно в течение минимум 10 мин. Затем оно должно быть уменьшено с до нижнего значения расчетного давления или 100 фунтов на кв. Дюйм [700 кПа (манометрическое)] и удерживаться в течение времени, которое может потребоваться для проведения проверки на утечку.Все стыки и соединения следует проверить на предмет утечки мыльным пузырем или аналогичным методом.

ASME B31.3

Давление испытания не должно быть менее 1,1 проектного давления и не должно превышать нижнее значение из 1,33 расчетного давления или давления, которое могло бы вызвать номинальное напряжение давления или продольное напряжение, превышающее 90% предела текучести. любого компонента при температуре испытания. Давление должно быть увеличено на до манометрического давления , которое является наименьшим из 0.5-кратное испытательное давление или 170 кПа (25 фунтов на кв. Дюйм), при этом должна быть произведена предварительная проверка. После этого давление следует постепенно повышать ступенчато, пока давление не будет достигнуто, поддерживая давление на каждом этапе до тех пор, пока деформации трубопроводов не выровняются. Затем давление должно быть снижено до расчетного до проверки на утечку. Во время испытания должно быть предусмотрено устройство сброса давления с установленным давлением не выше испытательного давления плюс меньшее из 345 кПа (50 фунтов на кв. Дюйм) или 10% испытательного давления.

ASME B31.5

Давление испытания должно быть не менее 1,1 и не должно превышать в 1,3 раза расчетное давление любого компонента системы . Давление в системе должно постепенно увеличиваться до 0,5-кратного испытательного давления, после чего давление должно увеличиваться с шагом примерно 1/10 испытательного давления до тех пор, пока не будет достигнуто требуемое испытательное давление. Испытательное давление должно поддерживаться не менее 10 минут. Затем его можно снизить до расчетного давления и провести проверку на утечку.Во время испытания должно быть предусмотрено устройство сброса давления с установленным давлением выше испытательного, но достаточно низким, чтобы предотвратить остаточную деформацию любого из компонентов системы.

ARANER, эксперты в области промышленного охлаждения

Мы являемся экспертами в области проектирования, производства и установки индивидуальных промышленных систем охлаждения с положительным экономическим эффектом. Мы работали по всему миру в разработке систем охлаждения воздуха на входе в турбину, централизованного охлаждения и накопления тепловой энергии.Свяжитесь с нашими экспертами, если вас интересует какое-либо из наших решений или вам нужна техническая консультация. Мы будем рады помочь!

Что такое испытание под давлением | Промышленные ресурсы

Для чего нужны испытания под давлением?

Хотите узнать основы испытаний под давлением? Всегда полезно начать с самого начала, чтобы понять, что означает этот термин. Ниже приводится объяснение испытаний под давлением.

Испытание давлением или гидростатическое испытание — это испытание, которое проводится после установки любого трубопровода перед его вводом в эксплуатацию.Целью испытания под давлением является исследование различных ограничений трубопровода, которые будут проверять такие области, как надежность, максимальная пропускная способность, утечки, соединительные детали и давление. Без этой информации труба не может быть введена в эксплуатацию, и владелец / операторы не знают, соответствует ли труба установленным требованиям.

Информация, полученная при испытаниях под давлением, помогает поддерживать стандарты безопасности и содержать трубопровод. При наличии нового произведенного оборудования трубопроводы первоначально проходят аттестацию с использованием испытания под давлением / гидростатического испытания и регулярно переквалифицируются через различные интервалы, что называется «модифицированным гидростатическим испытанием» или «испытанием под давлением».

Испытания трубопроводов проводятся в соответствии с отраслевыми спецификациями или требованиями заказчика, при заполнении емкости несжимаемой жидкостью, например водой или маслом. Это проверяет трубу на наличие утечек или изменений формы. Обычно в воду добавляют красители, чтобы легко обнаружить утечки. При испытании под давлением величина давления, оказываемого на сосуд, всегда значительно превышает нормальное рабочее давление. Это сделано для обеспечения максимальной безопасности при любых неожиданных уровнях давления на сосуде.

Информация для тестера проштампована на сосуде, она может включать серийный номер, производителя и дату изготовления. Может быть другая информация, такая как REE (отклонение упругого расширения) и максимальное расширение, указанное производителем в целях безопасности. Эта информация обычно записывается в компьютерную систему, которая позволяет владельцу отслеживать, когда тесты были проведены или должны быть запланированы на время.

Почему пневматические испытания более опасны, чем гидроиспытания?

После того, как вы успешно проложили подземный трубопровод или выполнили все необходимые горячие работы (например, сварку или послесварочную термообработку), вам необходимо провести испытание под давлением, чтобы убедиться, что механические свойства трубы не изменились. был понижен в рейтинге.

Однако в данном случае используются два основных метода испытания под давлением, а именно гидростатический и пневматический. В то время как первое выполняется с использованием воды в качестве испытательной среды, второе использует воздух, азот или любую другую форму нетоксичного и негорючего газа для завершения проверки.

Есть и другие различия между этими двумя методами тестирования, которые также необходимо учитывать, когда вы пытаетесь выбрать правильный вариант для любого конкретного приложения.

Интересно, что пневматические испытания считаются более опасными из двух вариантов, поскольку количество энергии, запасенной на единицу объема сжатого воздуха под испытательным давлением, относительно велико.

В результате пневматические испытания рекомендуются только для приложений с низким давлением, в то время как все проверки должны включать подробные меры безопасности и проводиться под контролем старших сотрудников.

Вы также должны убедиться, что у вас есть разрешение соответствующего органа на проведение пневматического испытания, в противном случае вы обнаружите, что нарушаете существующий закон. Это обеспечит наличие соответствующих условий для данного типа испытания под давлением, так как вы не сможете провести такую ​​проверку, если трубопроводная система может быть заполнена водой или не может выдержать следовых количеств испытательной среды.

Какое давление при испытании сосуда под давлением?

Несмотря на то, что существует два различных метода испытания трубопроводов под давлением, в большинстве случаев вам потребуется использовать метод гидростатических испытаний.

Причина этого проста; поскольку пневматическое испытание по своей природе более опасно и может использоваться только в том случае, если конструкция или функция трубопровода несовместимы с идеей использования воды в качестве испытательной среды.

При испытании трубопроводов с использованием этого метода рассматриваемая емкость будет заполнена водой, чтобы помочь выявить любые потенциальные утечки, механические дефекты или незначительные изменения формы при погружении. В воду также могут быть добавлены красители, чтобы помочь немедленно обнаружить утечки, в то время как вы должны убедиться, что все сварочные работы были завершены и проверены перед проведением гидростатических испытаний.

Когда дело доходит до манометрического давления, величина давления, оказываемого на сосуд, всегда должна быть значительно выше, чем нормальный рабочий уровень.

В частности, оно должно составлять от 1,5 до 4 значений испытания под давлением, чтобы учесть любые ожидаемые высокие уровни давления, которые могут быть на сосуде во время его нормальной работы.

Что такое пневматические испытания труб?

Испытание давлением всегда требуется, когда была завершена новая система трубопроводов или когда были изменены отдельные трубы. Для этого тоже есть веская причина; поскольку он гарантирует безопасность системы и надежность ее работы, а также определяет возможные утечки.

Обычно испытание давлением проводится после того, как все горячие работы и сварка были завершены на трубопроводной системе, с термообработкой после сварки, способной ухудшить механические свойства отдельных труб.

Существуют различные типы испытаний под давлением, которые могут быть использованы, включая пневматические испытания с использованием воздуха или инертного газа, такого как азот, для повышения давления в трубопроводе до 110% от предполагаемой проектной мощности.

Затем газ остается в трубопроводе в течение длительного периода времени, чтобы измерить способность системы работать безопасно и эффективно на максимальной мощности.

Несмотря на то, что результаты испытаний пневматических трубопроводов являются очень точными, эта методология используется только в приложениях с очень низким давлением, где вода или масло не могут использоваться в качестве жизнеспособной испытательной среды.

Причина этого проста; поскольку инертные газы, такие как азот, способны накапливать высокий уровень энергии, когда они сжимаются во время испытаний. Это увеличивает риск отказа и повреждения системы, в то время как характер пневматических испытаний требует официального одобрения местных властей и руководства инженеров-специалистов.

Нужна дополнительная информация об оборудовании для испытаний под давлением?

Groundforce — один из ведущих поставщиков в строительной отрасли в Великобритании и Ирландии, занимающийся испытаниями под давлением, трубными заглушками, опалубкой, свайным оборудованием, опорой и арендой насосов.Компания Groundforce работает более 20 лет, обладая богатым опытом в области строительства и гордится своим завидным портфелем продуктов и услуг. Компания Groundforce также предлагает комплексную службу технической поддержки для всего разнообразия оборудования. Чтобы узнать больше о полном спектре продуктов и услуг, предлагаемых Groundforce, позвоните по телефону 0800 000 345 или напишите по адресу [email protected]

Трубопроводы для технологических предприятий, часть 6: Испытания и проверка — Химическая инженерия

В этой шестой и заключительной части серии статей [ 1 — 5 ] по трубопроводам для технологических предприятий обсуждаются практические вопросы испытаний на герметичность и проверки трубопроводных систем.

Прочтите часть 5 здесь.

Проверка герметичности

Испытание на герметичность и испытание давлением часто используются как синонимы. Тем не менее, испытание давлением — это неправильное название, когда речь идет об испытании на герметичность трубопроводных систем. По определению, испытание под давлением — это процедура, выполняемая на предохранительном клапане для проверки его заданного давления. При испытании предохранительного клапана под давлением цель состоит не в том, чтобы проверить герметичность, а в том, чтобы проверить заданное значение давления клапана, постепенно добавляя давление в предохранительный клапан, пока он не поднимет клапан с седла.

С другой стороны, испытание на герметичность выполняется для проверки целостности уплотнения системы трубопроводов путем приложения внутреннего давления до предварительно определенного предела, основанного на проектных условиях, а затем проверки соединений и уплотнений компонентов на предмет утечек. Не предполагается, что МДРД (максимально допустимое рабочее давление) трубопроводной системы будет проверяться или подтверждаться.

Прежде чем обсуждать различные типы тестов на герметичность и процедуры тестирования на герметичность, я хотел бы вкратце поговорить о контроле и отслеживании этой активности.Тестирование, как и многие другие аспекты проекта, должно быть контролируемым процессом. Должен существовать формальный метод документирования и отслеживания этой деятельности по мере того, как подрядчик проходит через процесс проверки на герметичность.

Документация

Для документирования деятельности по тестированию на герметичность потребуются определенные формы. Они состоят из следующего:

  1. Специальный набор схем трубопроводов и КИП (P & ID) для определения пределов и нумерации испытательных цепей

  2. Форма для записи компонентов, которые были установлены или удалены до тестирования

  3. Форма контрольного списка для полевого надзора для обеспечения выполнения каждого шага процесса тестирования

  4. Формы данных испытаний на герметичность

Два набора документов из перечисленных выше, которые необходимо сохранить, — это P&ID и формы данных проверки на герметичность.Два других набора форм представляют собой процедурные контрольные списки.

Формы данных проверки на герметичность должны содержать следующие ключевые данные:

  1. Номер испытательной цепи

  2. Номер (а) P&ID

  3. Дата испытания

  4. Название или номер проекта, или и то, и другое

  5. Расположение на объекте

  6. Номер строки

  7. Расчетное давление

  8. Испытательное давление

  9. Испытательная жидкость

  10. Температура испытательной жидкости

  11. Время начала (военного) испытания

  12. Давление в начале испытания

  13. Время (военное) окончание испытаний

  14. Давление в конце испытания

  15. Общее время тестирования

  16. Общий перепад давления (плюс или минус) от начала до конца периода испытания

  17. Раздел комментариев (укажите, были ли обнаружены утечки и система была отремонтирована и повторно протестирована, или система прошла успешно)

  18. Подписи и даты

Также убедитесь, что подрядчик по испытанию имеет текущие журналы калибровки своих испытательных приборов, таких как манометры.

Первичные испытания на герметичность

ASME B31.3 определяет пять основных испытаний на герметичность следующим образом:

Первоначальный сервисный тест на герметичность.

Это применимо только к тем жидкостным средам, которые соответствуют критериям, определенным в стандарте ASME B31.3 для жидкостей категории D. Сюда входят жидкости, в которых применимо следующее:

  • Перекачиваемая жидкость негорючая, нетоксичная и не повреждает ткани человека

  • Расчетное избыточное давление не превышает 1035 кПа (150 фунтов на кв. Дюйм)

  • Расчетная температура от –29 ° C (–20 ° F) до 186 ° C (366 ° F)

Первоначальное эксплуатационное испытание на герметичность — это процесс, при котором испытательная жидкость представляет собой жидкость, которая будет использоваться в предполагаемой системе трубопроводов при рабочем давлении и температуре.Это достигается путем подключения к источнику жидкости с помощью клапанного соединения, а затем постепенного открытия клапана источника и заполнения системы. В жидкостных системах воздух удаляется во время цикла заполнения через высокие вентиляционные отверстия. В ходе цикла заполнения и в течение некоторого периода времени после того, как система полностью заполнена и находится под давлением в трубопроводе, постоянно проводится проверка всех стыков методом прокатки.

В ситуации, когда испытываемый трубопровод распределен по нескольким этажам объекта, будут возникать перепады давления между этажами из-за разницы статических напоров.Это будет происходить в процессе эксплуатации и допустимо в условиях начальных эксплуатационных испытаний.

Испытательное давление, достигнутое для начальных эксплуатационных испытаний, — это то, каким оно будет при эксплуатации. Единственное отличие состоит в том, что текущая жидкость во время работы будет подвергаться перепаду давления, которого не будет во время статического испытания.

Гидростатическое испытание на герметичность.

Это наиболее часто используемый тест на герметичность, который выполняется с использованием жидкости, обычно воды и в некоторых случаях с добавками для предотвращения замерзания, под давлением, рассчитываемым по формуле (1):

где

P T = Испытательное давление, фунт / кв. Дюйм

P = Внутреннее расчетное избыточное давление, psig

S T = Значение напряжения при температуре испытания, фунт / кв. Дюйм (см. ASME B31.3, таблица A-1)

S = значение напряжения при расчетной температуре, фунт / кв. Дюйм (см. B31.1, таблица A-1)

Однако, пока температура металла S T остается ниже температуры, при которой допустимое значение напряжения для S T начинает уменьшаться, а допустимое значение напряжения S и S T равны, тогда S T и S компенсируют друг друга, оставляя более простое уравнение (2):

В отличие от начальных эксплуатационных испытаний, при гидростатических испытаниях необходимо учитывать колебания давления из-за разницы статического напора по высоте.Это означает, что расчетное испытательное давление является минимальным давлением, необходимым для системы. При гидростатических испытаниях многоэтажной системы минимальное расчетное испытательное давление должно быть реализовано в наивысшей точке. Это не указано, но предполагается в B31.3.

Пневматический тест на герметичность.

Это испытание проводится с использованием воздуха или предпочтительного инертного газа. Это относительно простой тест, который легко выполнить с точки зрения подготовки и очистки. Однако этот тест имеет опасный потенциал из-за накопленной энергии в сжатом газе.И только по этой причине его следует использовать очень избирательно.

Пневматические испытания должны проводиться в соответствии со строго контролируемой процедурой под наблюдением на месте в дополнение к координации со всеми другими судами и персоналом в зоне испытаний.

Испытательное давление для пневматических испытаний на герметичность согласно B31.3 рассчитывается с использованием уравнения (3), для B31.9 оно рассчитывается с использованием уравнения (4), а для B31.1 рассчитывается с использованием уравнения (5).

Одно заблуждение относительно пневматических испытаний на герметичность заключается в их процедуре, описанной в B31.3. Существует заблуждение, что испытательное давление должно поддерживаться во время проверки соединений. Это не так. Как поясняет B31.3, давление повышают постепенно, пока не будет достигнуто испытательное давление. В этот момент испытательное давление поддерживается до тех пор, пока деформации трубопровода не выровняются по всей системе.

По прошествии достаточного количества времени для выравнивания деформаций трубопровода давление затем снижается до расчетного давления (обсуждение расчетного давления см. В [ 3 ]).Пока сохраняется расчетное давление, все соединения проверяются на герметичность. Не требуется, чтобы проверка проводилась при удерживании испытательного давления.

Это больше, чем вся процедура, которая здесь не описана. Пожалуйста, обратитесь к B31.3 или B31.1 для получения полной информации о пневматических испытаниях на герметичность.

Чувствительный тест на герметичность.

Это испытание на герметичность выполняется, когда существует более высокая, чем обычно, вероятность утечки жидкости, например водорода. Я также рекомендую его использовать, когда жидкость классифицируется как рабочая жидкость категории М.B31.1 называет этот тест масс-спектрометрическим и галогенидным тестированием.

В B31.3 процесс чувствительного испытания на герметичность выглядит следующим образом:

Испытание должно проводиться в соответствии с методом испытания газа и пузырьков, указанным в Статье 10 Раздела V Кодекса BPV, или другим методом, обладающим такой же чувствительностью. Чувствительность теста должна быть не менее 10 — 3 атм . мл / с в условиях испытаний.

  1. а.Испытательное давление должно быть не менее 105 кПа (15 фунтов на кв. Дюйм) избыточного давления или 25% [от] расчетного давления.

  2. г. Давление следует постепенно увеличивать до тех пор, пока манометрическое давление не будет меньше половины испытательного давления или 170 кПа (25 фунтов на квадратный дюйм) манометрического давления, после чего должна быть проведена предварительная проверка. Затем давление следует постепенно повышать, пока не будет достигнуто испытательное давление, при этом давление должно поддерживаться на каждом этапе достаточно долго, чтобы уравновесить деформации трубопроводов.

При испытании жидкостей, которые чрезвычайно трудно герметизировать, или жидкостей, относящихся к категории M, я бы предложил следующее при подготовке к процессу, описанному в B31.3:

  • Перед выполнением чувствительного испытания на герметичность выполните испытание при низком давлении (15 фунтов на кв. Дюйм) с воздухом или инертным газом, используя метод пузырькового испытания. Проверить все механические соединения на предмет утечек

  • После завершения предварительного пневматического испытания при низком давлении удалите весь газ из системы с помощью гелия.После того, как система будет тщательно продумана и будет содержать не менее 98% He, продолжайте использовать He для проведения чувствительного теста на герметичность с помощью масс-спектрометра, настроенного на He.

Гелий является следовым газом, используемым в этом процессе, и имеет размер, близкий к размеру молекулы водорода; это делает его почти таким же трудным для запечатывания, как H 2 без летучести. Проверьте каждое механическое соединение с помощью масс-спектрометра, чтобы определить скорость утечки, если таковая имеется.

Альтернативный тест на герметичность.

Вместо выполнения фактического испытания на герметичность, в котором используется внутреннее давление, в альтернативном испытании на герметичность используется подход проверки и анализа гибкости.

Это испытание проводится только в том случае, если определено, что гидростатические или пневматические испытания могут нанести вред системе трубопроводов или жидкости, предназначенной для системы трубопроводов, создать риск для персонала или неосуществимо.

В качестве альтернативы испытаниям внутренним давлением допустимо квалифицировать систему путем проверки и анализа гибкости.Процесс требует исследования всех сварных швов с разделкой кромок и включает продольные сварные швы, используемые при производстве труб и фитингов, которые ранее не подвергались гидростатическим или пневматическим испытаниям. Это требует 100% рентгенографического или ультразвукового исследования этих сварных швов. Где применимо, чувствительный тест на герметичность должен использоваться на любых непроверенных механических соединениях. Этот альтернативный тест на герметичность также требует анализа гибкости, если это применимо.

Вкратце, анализ гибкости на теоретической основе подтверждает, что установленная система трубопроводов находится в пределах допустимого диапазона напряжений материала и компонентов в проектных условиях, если система: (a) дублирует или заменяет без значительных изменений работающую систему с успешным послужным списком; (б) могут быть признаны адекватными при сравнении с ранее проанализированными системами; и (c) имеет одинаковый размер, не имеет более двух точек фиксации, не имеет промежуточных ограничений и подпадает под ограничения эмпирического уравнения (6).

где:

D = Наружный диам. трубы, дюйм (или мм)

y = Результирующая деформация полного смещения, воспринимаемая системой трубопроводов, дюймы (или мм)

L = Расчетная длина трубопровода между анкерами, дюймы (или мм)

U = расстояние между анкерами, прямая линия между анкерами, футы (или м)

K 1 = 208000 S A / E a , (мм / м) 2

= 30 S A / E a , (дюйм. / фут) 2

S A = допустимый диапазон напряжения смещения согласно уравнению (1a) ASME B31.3, тыс. Фунтов на квадратный дюйм (МПа)

E a = Эталонный модуль упругости при 70 ° F (21 ° C), тыс. Фунтов на кв. Дюйм (МПа)

Одним из примеров, в котором может использоваться альтернативное испытание на герметичность, является выполнение врезки ответвления к существующей, находящейся в эксплуатации линии с использованием седла с уплотнительным патрубком ответвления с приваренным к нему фланцем с приварной шейкой и клапан установлен на фланец.В пределах температурных ограничений угловой сварной шов, используемый для приварки седла к существующей трубе, может быть исследован с использованием метода проникновения красителя или метода магнитных частиц. Окружной стыковой шов или сварной шов с разделкой кромок, используемый при сварке шейки шва и уплотнительного фитинга, должен быть исследован радиографическим или ультразвуковым методом. Фланцевое соединение, соединяющее клапан, должно иметь крутящий момент каждого болта, проверенного после визуального подтверждения правильности типа и размещения прокладки.

Существуют обстоятельства относительно сценария привязки, который мы только что обсудили для альтернативного испытания на герметичность, в котором можно использовать гидростатическое или пневматическое испытание.Это зависит от того, какая жидкость используется в существующем трубопроводе. Если это жидкость, которую можно отнести к категории D, то вполне возможно, что на описанной врезке можно будет провести гидростатическое или пневматическое испытание на герметичность.

Закрыв клапан глухим фланцем, модифицированным для установки испытательного стенда для клапанов, ниппелей и шланговых соединителей, вы можете выполнить испытание на герметичность, а не альтернативное испытание на герметичность. Как уже упоминалось, это действительно зависит от существующей рабочей жидкости. Если существующей жидкостью является пар или криогенная жидкость, вы можете рассмотреть альтернативный тест на герметичность.

Подробнее о документации

Как видно из Уравнений (1–5), испытательное давление на герметичность, за исключением начального эксплуатационного испытания, основано на расчетном давлении и расчетной температуре, которые описаны в Справочном документе [ 3 ]. Ниже представлены несколько общих процедур очистки и тестирования.

Как и во всех других функциях проекта, контроль и документация являются ключевыми элементами при очистке и тестировании трубопроводных систем. Тем не менее, с этим нужно обращаться в соответствии с типом проекта.Это означает, что вы не хотите увлекаться необоснованной бумажной волокитой и возлагать ненужное бремя на подрядчика.

Строительство объекта коммерческого или институционального типа не потребует того же уровня документации и строгого контроля, которые требовались бы для объекта промышленного типа. Но даже в промышленном секторе требуются различные испытания и документация.

Начнем с того, что требования к документации в отраслевых стандартах упрощены и несколько обобщены, как это очевидно в ASME B31.3, о котором говорится в п. 345.2.7:

Записи должны вестись по каждой системе трубопроводов во время испытаний, в том числе:

  1. (а) Дата испытания

  2. (b) Идентификация испытанной системы трубопроводов

  3. (c) Испытательная жидкость

  4. (d) Испытательное давление

  5. (e) Подтверждение результатов экзаменатором

Эти записи не нужно сохранять после завершения испытания, если сохраняется свидетельство инспектора о том, что трубопровод успешно прошел испытание под давлением в соответствии с требованиями настоящего Кодекса.

ASME B31.3 продолжает указывать в п. 346,3:

Если иное не предусмотрено техническим проектом, следующие записи должны храниться не менее 5 лет после создания записи для проекта:

  1. (a) Процедуры экзамена; и

  2. (б) Квалификация экзаменационного персонала

Стандарты, которые охватывают такой широкий спектр промышленных производств, как правило, не пытаются слишком конкретизировать некоторые из своих требований. Помимо основных требований, таких как указанные выше, владелец, инженер или подрядчик должен взять на себя ответственность и ноу-хау для предоставления более конкретных и частных требований для конкретного проекта, специфичных для конкретных потребностей владельца. Следующее поможет до некоторой степени восполнить этот пробел.

Какая категория обслуживания жидкости?

Несмотря на то, что службы жидкости Категории D подходят для первоначального испытания на герметичность, следует учитывать некоторые предостережения.Это ситуация, в которой ASME обеспечивает некоторую гибкость в тестировании, снижая планку требований, где снижается риск отказа, при условии, что в случае отказа результаты не приведут к катастрофическому ущербу собственности или непоправимому ущербу для персонала.

Ответственность владельца за любую службу жидкости, выбранную для первоначального испытания на герметичность, заключается в определении того, какие службы жидкости поместить в каждую из категорий обслуживания жидкости: нормальная, категория D, категория M и высокое давление.

Кислоты, щелочи, летучие химические вещества и нефтепродукты обычно легко определить как те, которые не соответствуют требованиям категории D для жидкостей. Вода из градирни, охлажденная вода, воздух и азот — все это легко определить в качестве квалификаторов для жидкостей категории D. Гидравлические службы, которые подпадают под допустимые нормы категории D, но все же потенциально опасны для персонала, не так просты.

Рассмотрим для примера воду. В условиях окружающей среды вода просто намокнет, если на нее будут брызгать или капать.По стандартам OSHA, когда температура воды превышает 140 ° F (60 ° C), при контакте с ней персонал начинает причинять вред. На этом этапе важным фактором становится диапазон человеческой толерантности. Однако по мере того, как температура продолжает повышаться, она в конечном итоге переходит в диапазон, который становится ожогом при контакте с человеком. Человеческая толерантность больше не является фактором, потому что вода стала опасной, и решение принимается за вас.

Перед тем, как продолжить, уточнить кое-что. Упомянутая выше температура 140 ° F относится к простому контакту с объектом при этой температуре.Кратковременный контакт при такой температуре не причинит вреда. В различных судебных процессах, связанных с ошпариванием, было установлено, что воздействие воды при температуре 160 ° F в течение одной секунды приведет к ожогам третьей степени. Примерно полминутное воздействие воды при температуре 130 ° F приведет к ожогам третьей степени. И примерно десять минут воздействия воды при температуре 120 ° F может привести к ожогам третьей степени.

ТАБЛИЦА 1. РАССМАТРИВАЕМЫЕ ОБЛАСТИ КАТЕГОРИИ D
Группа Описание Есть
1 Помещение занимаемое персоналом Х
2 Коридор, который посещает персонал Х
3 Чувствительное оборудование (ЦУП, диспетчерская и т. Д.) Х
4 Коридор, нечасто используемый персоналом Х
5 Доступ только для обслуживающего и эксплуатационного персонала Х

С максимальным пределом температуры 366 ° F (185.5 ° C) для жидкостей категории D, владелец должен учитывать три фактора: (1) в пределах этого диапазона 140 ° F (60 ° C), температура, при которой начинается дискомфорт, до 366 ° F (185,5 ° C), верхний предел жидкостей категории D, что мы считаем опасными; (2) каков уровень риска для персонала; и (3) каков уровень гарантированной целостности установки

Гарантированная целостность означает, что при наличии процедур и протоколов, которые требуют, подтверждают и документируют стороннюю инспекцию всего процесса изготовления, монтажа и испытаний труб, тогда в системе существует высокая степень гарантированной целостности. Если некоторые или все эти требования не выполняются, то нет гарантированной целостности.

Все три этих фактора — температура, риск контакта и гарантированная целостность — должны рассматриваться вместе, чтобы прийти к разумному определению для пограничных характеристик жидкости категории D. Если, например, гидравлическая среда достаточно горячая, чтобы считаться опасной, но находится в зоне объекта, где наблюдается очень небольшая активность персонала, то гидравлическую среду все равно можно рассматривать как гидравлическую службу категории D.

Один фактор, который я здесь не учел, — это степень относительной важности жидкостной службы. Если система выйдет из строя, насколько большой сбой это вызовет в работе завода и как это повлияет на этот процесс?

Например, если необходимо отключить систему водоснабжения аварийного душа для устранения утечки, время простоя для проведения ремонта мало влияет на работу предприятия. Следовательно, эта система будет иметь относительно низкое значение и не будет фактором в этом процессе оценки.

Если, с другой стороны, необходимо отключить систему охлажденной воды для устранения утечки в главном коллекторе, это может оказать значительное влияние на операции и производство. Это может привести к потерям в производстве и может считаться высокой степенью важности.

Вы также можете немного расширить эту логику, назначив нормальный статус обслуживания жидкости первичным коллекторам системы охлажденной воды и присвоив статус категории D вторичным распределительным ветвям, а затем проведя соответствующую проверку на герметичность.Обдумывая это, нужно проявлять осторожность. Применение разной значимости категорий к одной и той же системе трубопроводов может вызвать больше путаницы, чем того стоит. Другими словами, простое использование по умолчанию более консервативной категории нормального может быть более выгодным.

После того, как будет установлено, что для этих трубопроводных систем существует высокий уровень гарантированной целостности, необходимо принять во внимание два оставшихся фактора. Во-первых, в указанном выше температурном диапазоне, при какой температуре жидкость следует считать опасной? Во-вторых, насколько вероятно, что персонал может оказаться в непосредственной близости от утечки в случае ее возникновения?

Для этого обсуждения давайте определим, что любая жидкость при температуре 160 ° F (71 ° C) и выше является опасной при контакте с кожей человека.Если рассматриваемая жидкость находится в этом диапазоне температур, то она потенциально может считаться нормальной жидкостью, как определено в B31.3, в зависимости от ее местоположения, указанного в таблице 1.

Например, если ваша жидкость работает при температуре 195 ° F (90,6 ° C), она будет считаться опасной в этой оценке. Но если система расположена в зоне Группы 5 (Таблица 1), ее все равно можно квалифицировать как жидкость категории D.

Примеры испытаний на герметичность

После описанного выше упражнения по оценке работы с жидкостью, мы можем перейти к нескольким примерам процедур проверки на герметичность.Используя обозначения, приведенные в таблице 2, эти процедуры испытания на герметичность будут разделены на следующие категории:

Категория испытаний Т-1.

T-1.1 — Эта категория охватывает системы трубопроводов для жидкости, отнесенные ASME B31.3 к категории D для работы с жидкостями, и для них потребуется только первоначальное испытание на герметичность.

  1. Если система не вводится в эксплуатацию или не испытывается сразу после промывки и очистки и не работает в течение неопределенного периода времени, требуется предварительное пневматическое испытание по усмотрению владельца.При этом в систему должен подаваться воздух под давлением 10 фунтов на квадратный дюйм и удерживаться там в течение 15 минут, чтобы гарантировать, что соединения и компоненты не были повреждены, и что система все еще не повреждена. После этой предварительной проверки давления продолжайте.

  2. После завершения процесса промывки и очистки подключите систему, если она еще не подключена, к ее постоянному источнику питания и ко всем ее оконечным точкам. Откройте запорный клапан на линии подачи и постепенно подавайте жидкость в систему.

  3. Запуск и остановка процесса заполнения, чтобы обеспечить надлежащую вентиляцию в высокой точке. Поддерживайте минимальное давление до тех пор, пока система не будет полностью заполнена и вентилируется.

  4. Как только будет определено, что система заполнена и вентилируется должным образом, постепенно увеличивайте давление до тех пор, пока не будет достигнуто 50% рабочего давления. Удерживайте это давление примерно две минуты, чтобы выровнять деформации труб. Продолжайте подавать систему постепенно, пока не будет достигнуто полное рабочее давление.

  5. В процессе заполнения системы проверяйте все стыки на герметичность. Если утечки будут обнаружены в любой момент во время этого процесса, слейте воду из системы, устраните утечку (и) и начните снова с шага 1. (Предупреждение: если утечка будет не более одной капли каждые две минуты в среднем на фланцевом соединении, может потребоваться просто проверить момент затяжки болтов без слива всей системы. Если кто-то забыл полностью затянуть болты, сделайте это сейчас. Если это резьбовое соединение, вам все равно может потребоваться слить воду из системы, разобрать соединение , очистите резьбу, добавьте новый герметик и снова соедините соединение, прежде чем продолжить.)

  6. Запишите результаты проверки и заполните все обязательные поля в форме проверки герметичности.

Т-1.2. — Эта категория охватывает пневматические трубопроводные системы, отнесенные ASME B31.3 к категории D для работы с жидкостями и требующие первоначального испытания на герметичность.

  1. После завершения процесса продувки система должна быть подключена к своему постоянному источнику питания, если это еще не сделано, и ко всем своим оконечным точкам. Откройте запорный вентиль на линии подачи и постепенно подайте газ в систему.

  2. Увеличьте давление до точки, равной меньшей из половины рабочего давления или 25 фунтов на кв. Дюйм. Сделайте предварительную проверку всех стыков с помощью звукового или пузырькового теста. Если утечки обнаружены, сбросьте давление, устраните утечку (и) и начните снова с шага 1. Если утечки не обнаружены, перейдите к шагу 3.

  3. Продолжайте увеличивать давление с шагом 25 фунтов на квадратный дюйм, удерживая это давление на мгновение (приблизительно 2 мин) после каждого увеличения, чтобы позволить деформациям трубопровода выровняться, пока не будет достигнуто рабочее давление.

  4. Проверьте герметичность звуком или пузырьком, либо обоими способами. Если утечки обнаружены, сбросьте давление, устраните утечку (и) и начните снова с шага 2. Если утечки не обнаружены, система готова к обслуживанию.

  5. Запишите результаты проверки и заполните все обязательные поля в форме проверки герметичности.

Категория T-3.1 — Испытание на гидростатическую герметичность. Т-3.1. — Эта категория охватывает жидкостные трубопроводные системы, отнесенные ASME B31.3 к категории обычных жидкостных систем.

  1. Если система не вводится в эксплуатацию или не испытывается сразу после промывки и очистки и не работает в течение неопределенного периода времени, требуется предварительное пневматическое испытание по усмотрению владельца. При этом в систему должен подаваться воздух под давлением 10 фунтов на квадратный дюйм и выдерживаться там в течение 15 минут, чтобы гарантировать, что соединения и компоненты не были повреждены, и что система все еще не повреждена. После этой предварительной проверки давления продолжайте.

  2. После завершения процесса промывки и очистки, когда промывочный / испытательный коллектор все еще на месте и временная подача питьевой воды все еще подключена (при необходимости подключите повторно), откройте запорный клапан на линии подачи и завершите заполнение системы питьевой водой.

  3. Запуск и остановка процесса заполнения, чтобы обеспечить надлежащую вентиляцию в высокой точке. Поддерживайте минимальное давление до тех пор, пока система не будет полностью заполнена и вентилируется.

  4. После того, как будет определено, что система заполнена и вентилируется должным образом, постепенно увеличивайте давление до тех пор, пока не будет достигнуто 50% испытательного давления.Удерживайте это давление примерно две минуты, чтобы выровнять деформации труб. Продолжайте подавать в систему постепенно, пока не будет достигнуто испытательное давление.

  5. В процессе заполнения системы и повышения давления до 50% от испытательного давления проверьте все соединения на герметичность. В случае обнаружения утечек, слейте воду из системы, устраните утечку (и) и начните снова с шага 1.

  6. После достижения испытательного давления удерживайте его не менее 30 минут или пока все соединения не будут проверены на герметичность.Сюда входят уплотнения клапана и оборудования, а также набивка.

  7. Если утечки обнаружены, эвакуируйте систему по мере необходимости, отремонтируйте и повторите действия, начиная с шага 2. Если утечки не обнаружены, откачайте систему и замените все временно снятые элементы.

  8. Запишите все данные и действия в формы проверки герметичности.

ТАБЛИЦА 2. ОБЩИЕ СЦЕНАРИИ ИСПЫТАНИЯ НА УТЕЧКУ
Категория Описание
Т-1 Проверка герметичности при первичном обслуживании
Т-2 Гидростатический тест на герметичность
Т-3 Пневматический тест на герметичность
Т-4 Чувствительный тест на герметичность
Т-5 Альтернативный тест на герметичность

Три приведенных выше примера должны дать представление о том, какого рода руководство должно быть создано для предоставления указаний подрядчику, ответственному за работу.

Препарат

Для успешного тестирования вашего проекта на герметичность ключевым моментом является тщательная подготовка. Эта подготовка начинается со сбора информации об испытательных давлениях, испытательных жидкостях и типах испытаний, которые потребуются. Наиболее удобное место для хранения этой информации — это список трубопроводов или список трубопроводных систем.

Список трубопроводов и список трубопроводных систем служат для одной и той же цели, только с разной степенью детализации. В некоторых проектах может быть более практичным собирать информацию по целым системам рабочих жидкостей.Для других проектов может потребоваться более подробный подход с перечислением каждой линии до и от линии вместе с конкретными данными для каждой линии.

Сам по себе список строк является отличным контрольным документом, который может включать следующее для каждой позиции:

  1. Размер строки

  2. Жидкость

  3. Номинальный материал конструкции

  4. Спецификация трубы

  5. Спецификация изоляции

  6. P&ID

  7. Порядковый номер строки

  8. От и до информации

  9. Код трубы

  10. Сервисная категория жидкости

  11. Электрообогрев

  12. Рабочее давление

  13. Расчетное давление

  14. Рабочая температура

  15. Расчетная температура

  16. Тип очистки

  17. Испытательное давление

  18. Испытательная жидкость

  19. Тип испытания

Создание такого типа информации в единой форме предоставляет всем участникам базовую информацию, необходимую для каждой строки.Наличие доступа к этой построчной информации в таком кратком и хорошо организованном виде сокращает количество предположений и ошибок во время тестирования.

Результаты испытаний, задокументированные в формах данных испытаний, будут храниться под отдельной обложкой. Вместе список линий предоставляет необходимую информацию по каждой линии или системе, а формы тестовых данных обеспечивают подписанную проверку фактических тестовых данных тестовых цепей, составляющих каждую линию или систему.

Проверка

Процесс валидации существует уже более 40 с лишним лет, когда автор занимается этим бизнесом.Вы можете узнать его по менее формальным прогулкам и проверкам однофамильцев. По сравнению с проверкой, процедуры обхода и проверки далеко не такие сложные, строгие или всеобъемлющие.

Валидация — это фактически часть деятельности, относящаяся к вводу в эксплуатацию и аттестации (C&Q). Он проистекает из необходимости аутентификации и документирования конкретно определенных требований для проекта и косвенно проистекает из Кодекса федеральных правил 29CFR, разделы 210 и 211, действующие правила надлежащей производственной практики (cGMP) и U.S. Требования Управления по санитарному надзору за качеством пищевых продуктов и медикаментов (FDA). Эти титулы CFR и требования FDA привели к необходимости продемонстрировать или подтвердить соответствие.

Эти требования могут охватывать все, от проверки осмотра и инспекции, документации используемых материалов, функциональности программного обеспечения и повторяемости до квалификации сварщика, квалификации сварочного аппарата и так далее.

Требования cGMP в соответствии с разделами 210 и 211 29CFR являются смутным предшественником того, чем стала и продолжает развиваться валидация.Исходя из этих основных правительственных схем, компании и фармацевтическая промышленность в целом все чаще предоставляют улучшенную интерпретацию этих руководящих принципов, чтобы соответствовать многим отраслевым, а также добровольным требованиям.

В меньшей степени промышленные проекты за пределами фармацевтической промышленности, пищевой промышленности и производства напитков и полупроводников, отрасли, не требующие такой тщательной проверки, могут выиграть от принятия некоторых из основных элементов валидации, таких как: проверка материалов протоколы испытаний на герметичность, записи о квалификации сварщиков и операторов сварки и т. д.

По номинальной стоимости это мероприятие обеспечит уверенность в том, что подрядчик по изготовлению и установке выполняет свои договорные обязательства. Дополнительным преимуществом является то, что, зная, что такая степень проверки будет иметь место, подрядчик примет дополнительные меры, чтобы свести к минимуму возможность любых браков.

Это не означает, что все подрядчики стараются использовать как можно меньше средств. На самом деле все наоборот. Большинство подрядчиков, квалифицированных для выполнения работ этого уровня, стремятся к тому, чтобы хорошо выполнять свои обязанности и выполнять свои обязательства.У большинства уже есть собственная процедура проверки.

Суть в том, что ответственность за конечный результат по-прежнему несет владелец. Никто не хочет идти к столу судебных разбирательств в конце проекта. И лучший способ избежать этого — проявить инициативу владельца к разработке своих требований до начала проекта. Это дает разработчикам и рецензентам спецификаций преимущество: у них будет время подумать, что это за требования и как они должны быть определены, без ограничений по времени, возникающих, когда эта деятельность управляется проектом.

Выполнение этого вида деятельности в разгар графика проекта, как правило, приводит к быстрому согласию со спецификациями и требованиями, написанными не теми сторонами, которые в глубине души заинтересованы в наилучших интересах владельца.

Валидация системы трубопроводов на соответствие и приемлемость всегда выгодна, а деньги расходуются не зря.

Заключительные замечания

Прежде чем завершить эту серию статей, нужно сказать пару заключительных моментов.

Развивающиеся стандарты

Мы ранее обсуждали отраслевые стандарты и то, как они выбираются и применяются в проекте [ 4 ].Что не было рассмотрено, так это тот факт, что большинство проектов действительно должны соответствовать нескольким отраслевым стандартам.

В крупном низовом фармацевтическом проекте вам может потребоваться включить отраслевые стандарты соответствия для большей части подземных коммуникационных трубопроводов, ASME B31.1 для наружных трубопроводов котла (если они не включены в комплектные котлы), ASME B31.3 для химических и инженерных трубопроводов повсюду. помещения и ASME-BPE для любых гигиенических требований к трубопроводам.

Эти и другие стандарты, во многом благодаря сотрудничеству разработчиков стандартов и ANSI, работают рука об руку друг с другом, при необходимости ссылаясь друг на друга.У этих комитетов по стандартам есть достаточно работы, чтобы выполнить их определенный объем работы, без непреднамеренного дублирования работы, выполняемой другими организациями по стандартизации.

Интегрированный набор американских национальных стандартов является причиной того, что при правильном использовании эти стандарты могут использоваться по мере необходимости в проекте, не опасаясь конфликта между этими стандартами.

Что касается отраслевых стандартов, то следует понимать, что они всегда будут постоянно изменяться; всегда меняется.И это хорошо. Это изменения, которые отражают обновление до нового понимания, расширенные разъяснения по различным разделам, составляющим стандарт, отслеживание технологий и простое построение базы знаний стандарта.

Например, две новые части добавляются к семи частям, существующим в настоящее время в ASME-BPE. Будет часть металлических материалов конструкции (MMOC) и часть сертификации (CR). Все это является частью постоянно развивающегося понимания потребностей промышленного сообщества и улучшенного разъяснения посредством дискуссий и дебатов по содержанию.

Заключение

В этой серии статей была предпринята попытка охватить широкий круг тем, касающихся промышленных трубопроводов, чтобы дать общее общее представление о некоторых ключевых моментах, не вдаваясь в подробности по какой-либо конкретной теме. Мы надеемся, что читатели этой серии углубятся в эту тему, чтобы обнаружить и изучить некоторые из наиболее конечных пунктов того, что обсуждалось в этой и предыдущих статьях. Надеемся, что эта серия статей предоставит достаточно базовых знаний о трубопроводах, чтобы вы могли распознать, когда проблема с трубопроводом не ограничивается тем, что вам говорят.

Под редакцией Джеральда Ондри

Благодарность

Я снова выражаю глубокую признательность Эрлу Ламсону, старшему менеджеру проекта Eli Lilly and Co., за то, что он нашел время для обзора каждой из этих статей. Его комментарии помогают сделать статьи более качественными документами, чем они были бы в противном случае. Он оказал мне услугу, применив те же навыки, ум и проницательность, которые он вкладывает во все, что он делает. Его комментарии сделали меня кратким и точным.

Ссылки

  1. Huitt, W.Х., Трубопроводы для технологических установок: основы, Chem. Англ. Февраль 2007 г., стр. 42 — 47.

  2. Huitt, W.H., Трубопроводы для технологических установок: фланцы, Chem. Англ. , март 2007 г., стр. 56 — 61.

  3. Хайтт, У.Х., Трубопроводы для технологических установок: элементы дизайна, Chem. Англ. июль 2007 г., стр. 50 — 57.

  4. Хайтт, У.Х., Трубопроводы для технологических установок: коды и изготовление, Chem. Англ. Октябрь 2007 г., стр. 68 — 76.

  5. Хайтт, W.H., Трубопроводы для технологических установок: установка и очистка, Chem. Англ. Апрель 2008 г., стр. 48 — 58.

Автор

W. M. (Bill) Huitt занимается проектированием, проектированием и строительством промышленных трубопроводов с 1965 года. Должности включали инженера-проектировщика, инструктора по проектированию трубопроводов, инженера проекта, руководителя проекта, начальника отдела трубопроводов, технического менеджера и президента W.M. Huitt Co. (а / я 31154, Сент-Луис, Миссури 63131-0154. Телефон: 314-966-8919; электронная почта: [email protected]) консалтинговая фирма по трубопроводам, основанная в 1987 году. Его опыт охватывает как проектирование, так и области строительства и пересечения промышленных линий, включая нефтепереработку, химическую, нефтехимическую, фармацевтическую, целлюлозно-бумажную, ядерную энергетику и газификацию угля. Он написал множество спецификаций, включая инструкции по проектированию и строительству, чтобы гарантировать, что проектирование и строительство соответствуют требованиям кодекса, ожиданиям владельцев и передовой практике проектирования.Билл является членом ISPE (Международного общества инженеров-фармацевтов), CSI (Института строительных спецификаций) и ASME (Американского общества инженеров-механиков). Он является одним из разработчиков ASME-BPE и входит в состав двух корпоративных комиссий по обзору спецификаций.

Гидростатические испытания | Инспекционная

Гидростатические (гидро) испытания — это процесс, при котором компоненты, такие как трубопроводы , системы , газовые баллоны, котлы и сосуды под давлением , проверяются на прочность и герметичность.Гидравлические испытания часто требуются после остановов и ремонтов, чтобы подтвердить, что оборудование будет работать в желаемых условиях после того, как будет возвращено в эксплуатацию.

Кроме того, гидростатическое испытание не может быть выполнено во время нормальной работы и не может контролировать оборудование на предмет утечек после того, как испытание было выполнено. Целостность оборудования в процессе эксплуатации лучше всего контролируется с помощью эффективной программы для обеспечения механической целостности фиксированного оборудования .

Хотя гидростатические испытания считаются методом неразрушающего контроля , оборудование может сломаться и выйти из строя, если при проверке будет превышено заданное испытательное давление или если небольшая трещина быстро распространяется.

Как это работает?

Гидростатические испытания — это тип испытания под давлением, при котором компонент полностью заполняется водой, удаляется воздух, содержащийся внутри агрегата, и повышается давление в системе до 1,5-кратного предельного расчетного давления агрегата. Затем давление поддерживается в течение определенного времени для визуального осмотра системы на предмет утечек. Визуальный осмотр можно улучшить, нанеся на жидкость индикаторные или флуоресцентные красители, чтобы определить, где возникают трещины и утечки.

Общие методы

Существует три распространенных метода гидростатических испытаний, которые используются для испытания небольших сосудов и цилиндров под давлением: метод водяной рубашки, метод прямого расширения и метод контрольных испытаний.

Метод водяной рубашки

Для проведения этого метода сосуд наполняется водой и помещается в герметичную камеру (называемую испытательной рубашкой), которая также заполнена водой. Затем сосуд находится под давлением внутри испытательной рубашки в течение определенного времени.Это приводит к расширению емкости внутри испытательной рубашки, в результате чего вода выталкивается в стеклянную трубку, измеряющую полное расширение. После регистрации полного расширения в сосуде сбрасывается давление, и он сжимается до своего приблизительного первоначального размера. Когда сосуд сдувается, вода течет обратно в испытательную рубашку.

Иногда судно не возвращается к своему первоначальному размеру. Это второе значение размера называется постоянным расширением. Разница между полным и постоянным расширением определяет, пригоден ли сосуд для эксплуатации.Обычно чем выше процент расширения, тем больше вероятность вывода судна из эксплуатации.

Метод прямого расширения

Метод прямого расширения включает наполнение сосуда или цилиндра определенным количеством воды, создание давления в системе и измерение количества воды, которое вытесняется после сброса давления. Значения постоянного и полного расширения определяются путем регистрации количества воды, нагнетаемой в сосуд, испытательного давления и количества воды, вытесненной из сосуда.

Испытательный метод давления

В ходе контрольного испытания давлением применяется внутреннее давление и определяется, есть ли в резервуаре какие-либо утечки или другие слабые места, такие как утончение стенок, которые могут привести к отказу. 1 В США этот метод разрешен только в том случае, если Свод федеральных правил США не требует регистрации постоянных и общих значений расширения.

Альтернативные методы

Некоторое оборудование может быть не предназначено для выдерживания нагрузок, необходимых для испытания под давлением.В этих случаях следует использовать альтернативные методы, такие как пневматические испытания. Пневматические испытания — это еще один тип испытаний под давлением, который включает в себя создание давления в сосуде с помощью газа, такого как воздух или азот, вместо воды. Однако следует проявлять особую осторожность при проведении пневматических испытаний, поскольку газообразные среды могут сжиматься и содержаться в больших количествах по сравнению с гидростатическими испытаниями.

Примечания к гидроиспытаниям

Для трубопровода гидроиспытания проводятся при неработающем трубопроводе.Вся нефть и / или природный газ обычно сбрасываются, а перед испытанием линия механически очищается.

В любом случае операторы и инспекторы должны учитывать свойства текучей среды для гидроиспытаний и то, как среда может влиять на оборудование. Например, вода является хорошей средой для возникновения коррозии. Поэтому перед началом работы оборудование следует тщательно высушить и очистить от загрязнений.

Список литературы

  1. Справочник по сжатым газам , Compressed Gas Association, Inc.изд. 3. С. 184, 1990.
  2. .

Это определение неполное? Вы можете помочь, внося в него свой вклад.

Связанные темы

Инструменты темы

Поделиться темой

Внести вклад в определение

Мы приветствуем обновления этого определения Integripedia от сообщества Inspectioneering.Щелкните значок
ссылку ниже, чтобы открыть форму, которая позволит вам внести изменения в определение и отправить
их Инспекционному персоналу.

Способствовать определению

новых окончательных правил PHMSA | Van Ness Feldman LLP

PHMSA вносит поправки в правила техники безопасности, применимые к газопроводам, трубопроводам для опасных жидкостей и порядок действий в чрезвычайных ситуациях.

1 октября Управление по безопасности трубопроводов и опасных материалов (PHMSA) издало 3 долгожданных окончательных правила, которые вносят поправки в федеральные правила безопасности трубопроводов, применимые к газопроводам и трубопроводам для опасных жидкостей, и пересматривают процедуры, реализующие полномочия PHMSA по выдаче аварийных приказов.

Безопасность газопроводов: повторное подтверждение MAOP, расширение требований к оценке и другие соответствующие поправки :

Правило по транспортировке газа вносит поправки в части 192 и часть 191 нормативных актов PHMSA для реализации нормативных директив, содержащихся в Законе о безопасности трубопроводов, нормативной уверенности и создании рабочих мест от 2011 года (Закон 2011 года), в котором, в частности, говорится о подтверждении максимально допустимого рабочего давления ( MAOP) определенных газотранспортных трубопроводов, проверка материалов труб и оценка трубопроводов за пределами зон высокой опасности (ЗПС).Измененные правила вступают в силу 1 июля 2020 г. Ниже приводится обзор окончательного правила.

Повторное подтверждение MAOP (49 C.F.R. §§ 192.624 и 192.632). PHMSA приняла новые правила, требующие повторного подтверждения MAOP газотранспортных трубопроводов при определенных обстоятельствах.

Применимость: Оператор наземного стального транспортного трубопровода должен повторно подтвердить MAOP сегментов трубопровода, если оператор: (1) установил MAOP сегмента трубопровода в соответствии с § 192.619 (a), и записи MAOP, включая записи испытаний под давлением Подчасти J, требуемые в соответствии с § 192.517 (a), не отслеживаются, не поддаются проверке и не являются полными, а сегмент трубы расположен в HCA или в местоположении класса 3 или класса 4; или (2) установленная MAOP сегмента трубопровода согласно дедовской оговорке (§ 192.619 (c)) и MAOP приводит к кольцевому напряжению 30% или более от указанного минимального предела текучести сегмента (SMYS), и сегмент расположен в HCA, место класса 3 или класса 4 или зона с умеренными последствиями, в которой можно проводить проверку с помощью встроенных инструментов контроля (ILI).

Зона умеренных последствий (MCA) (49 CFR § 192.3) — это береговая зона, расположенная в пределах потенциального круга воздействия, содержащая 5 или более зданий, предназначенных для проживания людей, или любую часть мощеной поверхности, включая обочины, на обозначенной межгосударственной автомагистрали, другая автомагистраль или скоростная автомагистраль, а также любая другая основная магистраль с 4 или более полосами движения в соответствии с определением Федерального управления автомобильных дорог.

Требования: Оператор квалифицируемого сегмента трубопровода должен подтвердить MAOP этого сегмента одним из следующих способов:

(1) Испытание под давлением.Выполните испытание под давлением согласно подразделу J. MAOP должно равняться испытательному давлению, деленному на большее из 1,25 или на соответствующий коэффициент местоположения класса в § 192.619 (a) (2) (ii). Записи, подтверждающие свойства материала (диаметр, толщина стенки, тип шва и сорт), должны быть отслеживаемыми, проверяемыми и полными. Если какая-либо запись не соответствует этому стандарту, оператор должен получить недостающие записи в соответствии с § 192.607 (требования проверки материалов). Испытание «всплеском» давления для повторного подтверждения MAOP не требуется.

(2) Снижение давления . Уменьшите давление и ограничьте MAOP не более чем наивысшим фактическим рабочим давлением, поддерживаемым трубопроводом в течение 5 лет, предшествующих 1 октября 2019 года, деленным на большее из 1,25 или применимый коэффициент местоположения класса. В этом разделе также содержатся положения для сегментов труб, класс которых меняется, и предусматривается более длительный период ретроспективного анализа для установления пониженного рабочего давления при условии уведомления PHMSA.

(3) Инженерно-критическая оценка (ECA) . Проведите ЭКА. Согласно новому § 192.632, ECA должно оценивать угрозы; нагрузки и условия эксплуатации, имеющие отношение к этим угрозам, в том числе вдоль полосы отвода; результаты оценки угроз; соответствующие механические свойства и свойства разрушения; процессы деградации или отказов в процессе эксплуатации; и релевантность начального и окончательного размера дефекта. Новый § 192.712 описывает, как анализировать аномалии или дефекты для определения прогнозируемого давления отказа и расчета оставшегося срока службы сегмента трубопровода в месте аномалии или дефекта.

(4) Замена трубы . Заменить отрезок трубы.

(5) Снижение давления для участков трубопровода с малым радиусом потенциального удара . Оператор трубопровода с потенциальным радиусом удара 150 футов или менее может снизить MAOP до значения, не превышающего максимальное фактическое рабочее давление, которое испытывает трубопровод в течение 5 лет, предшествующих 1 октября 2019 года, деленное на 1,1, и выполнять патрулирование и проводить инструментальные исследования утечек.

(6) Альтернативные технологии . При условии предварительного уведомления PHMSA используйте альтернативный процесс оценки, который обеспечивает документированный технический анализ для установления MAOP.

Сроки соответствия : Оператор должен разработать и задокументировать процедуры для выполнения требований повторного подтверждения MAOP до 1 июля 2021 г .; выполнить все необходимые действия не менее чем на 50% пробега трубопровода до 3 июля 2028 г .; и завершить все необходимые действия на 100% пробега трубопровода к 2 июля 2035 г. или не позднее, чем через 4 года после изменения рабочего состояния сегмента трубопровода, при этом к сегменту будет предъявлено требование о повторном подтверждении MAOP, в зависимости от того, что наступит позже.

Записи: Оператор должен сохранять записи исследований, испытаний, анализов, оценок, ремонтов, замен, изменений и других действий, предпринятых в соответствии с данным разделом, в течение всего срока службы трубопровода.

Проверка свойств и атрибутов материала трубопровода (49 C.F.R. § 192.607). Раздел 192.607 описывает процедуру, которую должен выполнять оператор для проверки свойств материала и атрибутов сегмента трубопровода, если это требуется другими нормативными актами.Это изменено по сравнению с первоначальным предложением PHMSA, которое устанавливало бы требование независимой проверки материалов.

Оценка территорий за пределами HCAs (49 C.F.R. § 192.710) . Оператор должен периодически оценивать участки наземных передающих трубопроводов, не относящиеся к HCA (1) с помощью MAOP, которые создают кольцевое напряжение 30% или более от SMYS, и (2), которые расположены в зонах класса 3 или 4 или в зонах MCA, если труба может провести осмотр с помощью ИЛИ.

Методы оценки : Методы оценки труб включают ILI, испытание под давлением в подразделе J, испытание на скачкообразное гидростатическое давление (проводится в соответствии с § 192.506), прямое обследование, ультразвуковой волноводный контроль (GWUT) (проводится в соответствии с Приложением F) или другие технологии при условии предварительного уведомления PHMSA. Оценка целостности, выполняемая в соответствии с § 192.624 (c) для установления MAOP, может использоваться как первоначальная оценка или повторная оценка. Раздел 192.710 описывает требования к анализу данных и значение обнаружения условия.

Частота : Первоначальные оценки, выполняемые в соответствии с графиком определения приоритетов на основе рисков, должны быть завершены не позднее 3 июля 2034 г. или в течение 10 лет после того, как сегмент трубы впервые соответствует требованиям § 192.710 (а). После этого периодические оценки необходимо проводить каждые 10 лет.

Управление добросовестностью (49 C.F.R., подраздел O) . PHMSA внесла несколько изменений в свои правила управления целостностью, касающиеся циклической усталости, производственных и строительных дефектов, труб, сваренных сопротивлением, и трещин. Кроме того, PHMSA приняла следующие поправки.

Учет сейсмичности (§ 192.917) : Оператор должен учитывать сейсмичность географической области участка трубопровода при выявлении и оценке потенциальных угроз.

Расширенные методы оценки (§ 192.921 (a) и 192.937 (c)) : Окончательное правило определяет, какие типы угроз могут быть оценены с использованием каждого метода оценки. Прямая оценка ограничивается теми угрозами, для которых подходит конкретный процесс прямой оценки. PHMSA разрешит дополнительные методы оценки, в том числе гидроиспытания «шипа», GWUT и земляные работы с прямым исследованием на месте. Оператор, использующий ILI, должен соответствовать § 192.493.

6-месячный льготный период для 7-календарных лет интервалов переоценки (§ 192.939) : Кодифицирует положение Закона 2011 г., разрешающее PHMSA продлевать на 6 месяцев крайний срок для проведения периодической переоценки один раз в 7 календарных лет

Ведение учета (49 CFR §§ 192.5, 192.67, 192.127, 192.200 и 192.619) . Последнее правило требует, чтобы оператор газотранспортного трубопровода вел записи, документирующие местоположение текущего класса каждого сегмента трубопровода и демонстрирующие, как было определено местоположение каждого текущего класса. Кроме того, для газопроводов, установленных после 1 июля 2020 года, оператор должен сохранять в течение всего срока службы трубопровода записи о свойствах материалов, конструкции труб и их компонентах.Для трубопроводов, построенных до 1 июля 2020 г., оператор должен сохранять в течение всего срока эксплуатации трубопровода имеющиеся у него проектные записи. Оператор также должен сохранять записи, подтверждающие или устанавливающие MAOP в течение всего срока службы трубопровода.

Требования ILI (49 C.F.R. §§ 192.150, 192.493, 192.750) . Существующее требование по строительству новых и замененных линий электропередачи для обеспечения ИЛИ изменено, чтобы требовать, чтобы такие линии были спроектированы и построены в соответствии с NACE SP0102, раздел 7, который должен быть включен посредством ссылки.Инспекции ILI должны проводиться в соответствии с общепринятыми отраслевыми стандартами, которые будут включены посредством ссылки. После 1 июля 2021 г. использование пусковой установки или приемника должно соответствовать установленным требованиям безопасности.

Сообщение о превышении MAOP (49 C.F.R. § § 191.23 и 191.25) . Окончательное правило кодифицирует положение Закона 2011 года, требующее, чтобы о превышении MAOP на газопроводе сообщалось в PHMSA. Превышение должно быть зарегистрировано как условие, связанное с безопасностью, независимо от того, было ли оно исправлено в течение 5 дней.

Безопасность трубопроводов для опасных жидкостей

Окончательное правило по опасным жидкостям вносит поправки в Часть 195 правил безопасности трубопроводов PHMSA, применимых к трубопроводам для опасных жидкостей. Измененные правила вступают в силу 1 июля 2020 года. Новые требования к отчетности для самотечных и нерегулируемых линий сбора вступают в силу в 2021 году.

Периодическая оценка целостности трубопроводов, не относящихся к HCA (49 C.F.R. § 195.416).

Периодические оценки .Каждые 10 лет оператор должен оценивать целостность наземного трубопровода, не связанного со сборным газом, который может принимать ГПЗ и который не расположен в ОЗТ или в зоне, которая может повлиять на ОВЗ. Оператор должен выполнять каждую оценку с использованием инструмента ILI, соответствующего выявленным рискам, за исключением случаев, когда это невозможно с практической точки зрения. Если это невозможно, оператор должен использовать либо испытание под давлением, прямую оценку внешней коррозии, либо другую технологию, которая обеспечивает эквивалентное понимание состояния трубопроводной трубы для оценки угрозы.Использование других технологий требует предварительного уведомления PHMSA и получения письма «об отсутствии возражений».

Оценка данных, выявление состояния и устранение неисправностей . Данные, полученные в результате каждой оценки, должен анализировать специалист, обладающий знаниями, подготовкой и опытом. Обнаружение состояния происходит, когда оператор имеет достаточную информацию для определения наличия потенциальной угрозы целостности трубопровода. Ремонт должен выполняться в соответствии с § 195.401, в том числе новое требование о том, чтобы оператор уделял приоритетное внимание устранению условий, которые могут отрицательно повлиять на безопасную работу трубопровода, исходя из риска, представляемого для людей, имущества и окружающей среды.

Предлагаемые критерии ремонта не приняты . PHMSA не приняла критерии ремонта, содержащиеся в уведомлении о предлагаемом нормотворчестве, из-за необходимости сбора дополнительных данных, включая информацию о затратах и ​​выгодах, а также новых технологиях и методах. PHMSA намеревается выпустить дополнительное уведомление о предлагаемом нормотворчестве, касающемся критериев исправления.

Увеличение использования ГПЗ в трубах HCA (49 C.F.R. § 195.452 (n)) . Среди изменений в правилах управления целостностью — новое требование, согласно которому все трубы HCA, за исключением коллекторов, трубопроводов станций, трубопроводов, связанных с резервуарными парками и другими хранилищами, переходов, труб, для которых нет коммерческой доступности ILI, и морских трубопроводов меньше более 10 дюймов в диаметре, по которым жидкости транспортируются к береговым объектам (см. § 195.120 (b)), должны быть приспособлены для размещения инструментов для внутреннего сгорания к 2 июля 2040 г., если только PHMSA не обнаружит, что основная конструкция трубопровода препятствует размещению, что в чрезвычайной ситуации невыполнимо, или что затраты на соблюдение требований приведут к тому, что оператор оставит или остановит трубопровод.

Обнаружение утечек (49 C.F.R. §§ 195.134 и 195.444) . На трубопроводах, построенных 1 октября 2019 г. или позднее, оператор должен установить системы обнаружения утечек до 1 октября 2020 г. На трубопроводах, построенных до 1 октября 2019 г., системы обнаружения утечек требуются до 1 октября 2024 г. Это требование не распространяется на сборные линии, не относящиеся к HCA, регулируемые сельские сборные линии и морские линии.

Требования к отчетности для гравитационных и сельских сборных линий.(49 C.F.R. §§ 195.13 и 195.15). Начиная с января 2021 года, требование о представлении отчетов о состоянии, связанных с безопасностью, отчетов об авариях и годовых отчетов будет распространяться на трубопроводы для опасных жидкостей, по которым продукт транспортируется под действием силы тяжести, нерегулируемые сельские сборные линии и некоторые морские сборные линии, расположенные в водах штата. Первые годовые отчеты должны быть представлены 31 марта 2021 года. Расширенные требования к отчетности не применяются к линиям силы тяжести с низким напряжением, которые проходят не более чем на 1 милю от границы объекта и не пересекают судоходный водный путь.

Кроме того, от этих трубопроводов не требуется немедленное уведомление об инцидентах (§ 195.52), представление данных в Национальную систему картирования трубопроводов (§ 195.61) или предоставление паспортов безопасности любой пролитой опасной жидкости (новый § 195.65).

Транспортные линии . При условии дальнейшего изучения и анализа затрат, транспортные линии, т. Е. Трубопроводы, транспортирующие нефть с территории скважины, где она зародилась, и через районы, не принадлежащие производителю, независимо от того, была ли и в какой степени переработана нефть, не подлежат требования к отчетности.

Инспекции после экстремальных погодных условий или стихийных бедствий (49 C.F.R. § 195.414) . После экстремального погодного явления или стихийного бедствия, которое может повредить инфраструктуру трубопровода в результате размыва или перемещения почвы, оператор должен осмотреть все потенциально затронутые объекты трубопровода, чтобы выявить условия, которые могут отрицательно повлиять на безопасную работу трубопровода. Инспекция должна начаться в течение 72 часов после окончания события, то есть момента времени, когда персонал и оборудование, необходимые для проведения инспекции, могут безопасно получить доступ к пораженной зоне.Оператор должен предпринять незамедлительные и соответствующие действия, как описано в правилах, для обеспечения безопасной эксплуатации трубопровода.

Определение опасной жидкости (49 C.F.R. § 195.2) . Определение «опасная жидкость» изменено в соответствии с 49 U.S.C. § 60101 (a) (4) (B), чтобы включить биотопливо и уточнить, что трубопроводная транспортировка биотоплива регулируется Частью 195.

Паспорта безопасности (49 C.F.R. § 195.65) . Новый § 195.65 кодифицирует раздел 14 Закона о трубах от 2016 года, который требует, чтобы операторы трубопроводов с опасными жидкостями предоставляли паспорта безопасности назначенному федеральному координатору на месте происшествия и соответствующим местным и местным аварийным службам штата в течение 6 часов после телефонного или электронного уведомления об этом. авария в Национальном центре реагирования.

Оценка подводных трубопроводов по ILI (49 C.F.R. § 195.454) . Новый § 195.454 кодифицирует раздел 25 Закона о ТРУБах от 2016 года и требует, чтобы оператор не оффшорного подводного трубопровода для опасных жидкостей, находящегося в ОГТ, и любой его части, расположенной на глубине более 150 футов под поверхностью воды, выполнял трубопровод. оценка добросовестности с использованием ГПЗ не реже одного раза в 12 месяцев. Кроме того, другие типы оценок, которые могут облегчить понимание состояния трубопроводного оборудования, должны выполняться по графику, основанному на риске, который трубопровод представляет для HCA, в котором он расположен.

Орган . PHMSA пересмотрело ссылку на «Орган» в Части 195, добавив ссылку на раздел 185 (w) (3) Закона о лизинге полезных ископаемых, который требует, чтобы PHMSA «провела проверку всех трубопроводов и связанных с ними объектов на федеральных землях, а также незамедлительно сообщение о любых потенциальных утечках или проблемах безопасности ». PHMSA заявляет, что соблюдение этого законодательного требования достигается за счет выпуска правил безопасности трубопроводов, которые требуют ежегодных проверок и оперативной отчетности для всех или большинства покрытых трубопроводов.

Расширенные процедуры экстренного заказа

PHMSA издало окончательное правило, в котором пересматриваются процедуры реализации своих полномочий по выдаче аварийных приказов для устранения неминуемых опасностей, вызванных небезопасными условиями или действиями. В отличие от существующих полномочий PHMSA по выдаче приказов о корректирующих действиях для конкретных трубопроводов или приказов о безопасности, экстренный приказ может быть выдан нескольким владельцам или операторам трубопроводов. PHMSA осуществляет эти полномочия в соответствии с Законом о защите инфраструктуры трубопроводов и повышении безопасности от 2016 года (Закон о трубах).Пересмотренные процедуры вступают в силу 2 декабря 2019 г.

Экстренный приказ может запретить небезопасные условия или действия или наложить утвердительное требование, когда небезопасные условия, действия или другие действия представляют угрозу для жизни или значительный ущерб имуществу или окружающей среде. Например, экстренный приказ может касаться стихийного бедствия, затрагивающего многие трубопроводы в определенном географическом регионе; обнаружен серьезный недостаток в трубах, производстве оборудования или материалах поставщиков; или конкретная небезопасная отраслевая практика, выявленная в результате аварии на трубопроводе.

Существующие процедуры . Перед тем, как отдать экстренный приказ, PHMSA должно рассмотреть влияние на здоровье и безопасность населения, национальную или региональную экономику или национальную безопасность, а также влияние на надежность и непрерывность обслуживания. PHMSA также должно проконсультироваться, если сочтет это целесообразным, с федеральными и государственными агентствами и организациями, обладающими знаниями в области безопасности или эксплуатации трубопроводов, хотя правило не конкретизирует процесс консультаций.

Субъект, пострадавший от чрезвычайного приказа, может обратиться к заместителю администратора PHMSA с ходатайством о пересмотре приказа, потребовав официального слушания дела судьей по административным делам (ALJ) и описав существенные факты спора.Судья по административным делам должен выпустить отчет и рекомендацию, содержащие фактические данные и заключения. Процедуры слушания моделируются на основе существующих процедур проверки, содержащихся в правилах PHMSA по транспортировке опасных материалов. В первоначальном варианте обращения с петициями, в которых не требуется официального слушания или выявления спорных существенных фактов, будут неофициально обрабатываться в Управлении безопасности трубопроводов, но правило не описывает применимые процедуры.

Пересмотренные процедуры .PHMSA внесла ряд изменений в порядок действий в чрезвычайных ситуациях. Изменения и дополнения включают следующее:

  • В PHMSA уточнили, что операторы трубопроводов, на которых действует экстренный заказ, получат персональную услугу экстренного порядка.
  • PHMSA добавила новое положение, согласно которому, если экстренный приказ остается в силе более года, PHMSA оценит, продолжает ли существовать неминуемая опасность, лежащая в основе экстренного приказа. Если PHMSA определит, что надвигающейся опасности больше нет, PHMSA отменит приказ.Если неминуемая опасность продолжает существовать, PHMSA инициирует нормотворчество, предлагающее кодифицировать в качестве нормативных требований действия, требуемые в чрезвычайном порядке.
  • PHMSA устранило положение, позволяющее заместителю администратора отклонить запрос о проведении официального слушания, если обнаружил, что в ходатайстве не указаны существенные факты, являющиеся предметом спора. Любое ходатайство об официальном слушании будет передано в судья по административным делам.
  • PHMSA удалило положение, дающее заместителю администратора право требовать официального слушания.Однако PHMSA отклонила запросы комментаторов о лишении помощника администратора возможности объединять петиции для рассмотрения, которые не требуют слушания, с теми, кто это делает.
  • PHMSA пояснила, что, если есть основания, PHMSA имеет право предоставить ускоренное освобождение от чрезвычайного приказа для конкретного оператора или группы операторов или предоставить частичное освобождение.

Обновленная таблица правил PHMSA . На приведенной ниже диаграмме показано состояние незавершенной разработки правил PHMSA по безопасности трубопровода, как это отражено в (1) августовском отчете DOT о важных нормах, (2) диаграмме статуса действий, предусмотренных законодательными актами, и (3) Управлении управления и бюджета (OMB) Единая повестка дня нормативных и дерегулирующих действий, связанная с информацией и регулированием (OIRA), весна 2019 г.Единая повестка дня состоит из двух основных частей: Регулятивные записи Агентства текущей повестки дня для активных действий и Текущие долгосрочные действия.

Ожидающие окончательные правила

Производство

Предполагаемая публикация DOT

Расчетная публикация OIRA

Схема PHMSA

Порядок действий в чрезвычайных ситуациях

Выдано 1 октября 2019 г.

Безопасность газопроводов, повторное подтверждение MAOP, расширение требований к оценке и другие соответствующие поправки

Выдано 1 октября 2019 г.

Безопасность газопроводов, критерии ремонта, улучшения управления целостностью, катодная защита, управление изменениями и другие соответствующие поправки

20 декабря 2019

декабрь 2019

Нет в списке

Безопасность газопроводов

26 июня 2020

декабрь 2019

Нет в списке

Безопасность береговых трубопроводов для опасных жидкостей

Выдано 1 октября 2019 г.

Подземные хранилища природного газа

19 ноября 2019

июль 2019

22 октября, 2019

Ожидающие уведомления о предлагаемых нормах

Производство

Предполагаемая публикация DOT

Ориентировочная публикация OIRA

Схема PHMSA

Поправки к объектам СПГ

2 сентября 2019 г.

Октябрь 2019

2 сентября 2019 г.

Требования к размещению класса

15 ноября 2019

ноябрь 2019

Нет в списке

Реформа регулирования газопровода

15 октября 2019 г.

Август 2019

Нет в списке

Регуляторная реформа жидкостного трубопровода

Нет в списке

июнь 2019

Нет в списке

Периодическое обновление стандартов

Нет в списке

Апрель 2020

Нет в списке

Критерии ремонта трубопроводов для опасных жидкостей

26 июня 2020

Следующее действие Не определено

Нет в списке

Стандарты установки клапана

и минимального обнаружения разрывов

27 сентября 2019 г.

Август 2019

27 сентября 2019 г.

Незавершенные предварительные уведомления о предлагаемых нормах

Производство

Предполагаемая публикация DOT

Ориентировочная публикация OIRA

Схема PHMSA

Прибрежные экологически необычно чувствительные районы

Нет в списке

Апрель 2020

13 апреля 2020

Другие обновления PHMSA

PHMSA объявляет о присуждении грантов на безопасность трубопроводов и опасных материалов.20 сентября PHMSA объявила, что предоставила в общей сложности более 34 миллионов долларов в виде грантов штатам, местным общинам, племенным образованиям, территориям, университетам, аварийно-спасательным службам и некоммерческим организациям для поддержки различных государственных и местных программ безопасности. Гранты на безопасность трубопроводов включали гранты, связанные с предотвращением ущерба государством, разовым вызовом по безопасности трубопроводов, программой конкурентного академического соглашения по безопасности трубопроводов и технической помощью по безопасности трубопроводов.

ДОПОЛНИТЕЛЬНАЯ ИНФОРМАЦИЯ

Ван Несс Фельдман консультирует клиентов по вопросам соблюдения требований безопасности трубопроводов, правоприменения и судебных разбирательств в соответствии с Законами и положениями о безопасности трубопроводов и соответствующими законодательными актами.Если вас интересует дополнительная информация по вопросам безопасности трубопроводов или по любым вопросам, связанным с PHMSA или трубопроводом, пожалуйста, свяжитесь со Сьюзан Оленчук по телефону (202) 298-1896 или [email protected], Брин Караус по телефону (202) 298-1821 или bsk @ vnf .com или любого члена группы практики компании по производству трубопроводов и сжиженного природного газа.

PE Испытания и ввод в эксплуатацию — Vinidex Pty Ltd

PE Испытания и ввод в эксплуатацию

Полевые испытания полиэтиленовых трубопроводов под давлением могут потребовать особого внимания из-за реакции материала на ползучесть и релаксации напряжений.Когда полиэтиленовая труба герметизируется при испытательном давлении, может наблюдаться падение давления даже в системе без утечек из-за продолжающегося расширения трубы в течение периода испытания. См. AS / NZS 2033 и AS / NZS 2566.2 для получения дополнительной информации.

Установки под давлением
Меры предосторожности перед тестированием

Испытания под давлением — потенциально опасная операция, и необходимо устранять все опасности, включая создание запретных зон, где это необходимо.

Перед испытанием следует проверить весь полиэтиленовый трубопровод, чтобы убедиться, что весь мусор и строительные материалы удалены от контакта с трубами и фитингами.

Если используются бетонные анкерные или упорные блоки, не следует проводить испытания давлением в течение 7 дней после заливки блоков.

Все стыки с механическими кольцевыми уплотнениями должны быть заблокированы мешками с песком или частичной засыпкой линии, оставляя стыки открытыми для визуального осмотра. Все клапаны должны быть переведены в открытое положение, а на конце линии должен быть предусмотрен клапан, позволяющий выпускать воздух из линии во время заполнения.

Если использовалось соединение термическим плавлением, испытания не проводят, пока соединения полностью не остынут до температуры окружающей среды.

Правила местных органов власти могут отличаться друг от друга в отношении процедур испытаний под давлением, и всегда необходимо соблюдать индивидуальные требования.

Испытания под давлением

Тестовую воду следует медленно вводить в трубопровод PE до тех пор, пока из линии не будет удален весь воздух и вода не потечет свободно в конце линии. Воду предпочтительно вводить в трубопровод в самой нижней точке, чтобы способствовать удалению воздуха.

Важно, чтобы весь воздух был удален из линии до начала процедуры испытания.Захваченный воздух может привести к ошибочной записи давления / времени.

Испытательные секции могут быть либо целой линией, либо, в больших установках, такими секциями, что испытательная секция может быть заполнена водой в течение 5 часов, чтобы можно было наблюдать за давлением.

Давление в линии должно создаваться равномерно, без скачков давления. Давление следует контролировать в самой нижней точке трубопровода или в другой удобной точке, при этом давление должно регулироваться с учетом разницы высот между точкой измерения и самой нижней точкой трубопровода

Базовая визуальная проверка давления

Испытательное давление 1.К трубопроводу или участку трубопровода должно быть приложено 25-кратное рабочее давление (но не более чем в 1,25-кратного значения MAOP самого низкого номинального компонента системы). Затем испытательную секцию следует выдержать без давления подпитки. Желательно, чтобы все стыки были доступны для осмотра. В этом случае все соединения должны быть визуально осмотрены на предмет просачивания или утечки, и если утечки не обнаружены после, по крайней мере, 15 минут под давлением, секция считается прошедшей испытание под давлением.

Если стыки недоступны, кажущуюся потерю воды следует рассчитать по следующему уравнению:

Q ≤ 0,14 ЛДГ

где:

Q = допустимый объем подпиточной воды, л / ч
D = условный диаметр трубы, м
л = длина испытательного участка, км
H = средний испытательный напор на испытуемом участке, м

Подпиточная вода покрывает эффект вытеснения захваченного воздуха в раствор и не является допустимой утечкой.Требуемый объем подпиточной воды со временем должен уменьшаться. Тест должен проводиться не менее 2 часов. Если объем подпиточной воды меньше допустимого, считается, что трубопровод выдержал испытание. Если через 12 часов подпиточная вода превышает допустимый предел, испытание следует прекратить и выяснить причину утечки.

Общее испытание под давлением

Вязкоупругие свойства полиэтилена таковы, что введение испытательного давления вызовет расширение в линии и потребует подпиточного давления для восстановления показаний манометра.Этот метод основан на линейной зависимости между кольцевой деформацией и логарифмическим временем при постоянном давлении.

Максимальное применяемое испытательное давление должно быть в 1,25 раза больше рабочего давления трубопровода, но не более чем в 1,25 раза больше MAOP трубы или фитинга с наименьшим номиналом в системе. Давление при испытании, превышающее это значение, может привести к деформации материала трубы и повреждению контрольных устройств, подключенных к трубопроводу.

Испытуемый участок трубы следует поднять до испытательного давления системы, закрыть и дать ему отстояться не менее 12 часов.В этот период давление упадет в результате расширения трубы.

По завершении этого периода покоя давление должно быть восстановлено и поддерживаться на уровне испытательного давления системы в течение 5 часов с использованием воды той же температуры, что и в испытуемой трубе.

Измерьте объем воды, необходимый для поддержания постоянного давления от 2 до 3 часов после начала испытания.

Измерьте объем воды, необходимый для поддержания постоянного давления от 4 до 5 часов после начала испытания.

Через 5 часов испытание должно быть завершено, и должно быть вычислено следующее:

  • ΔV (3h-2h) — объем воды, добавленный между вторым и третьим часом
  • ΔV (5h-4h) — объем воды, добавленной между четвертым и пятым часом
  • В все = 0,14 LDH

где:

В все = допустимый объем подпиточной воды, л / ч
D = условный диаметр трубы, м
л = длина испытательного участка, км
H = средний испытательный напор на испытуемом участке, м

Если ΔV (5h-4h) ≤ 0.55ΔV (3h-2h) + V все , нет видимой утечки и нет неисправных компонентов, участок трубопровода считается прошедшим испытание.

Другие методы испытаний

См. AS / NZS 2566.2 для получения подробной информации о других приемлемых методах полевых испытаний напорных трубопроводов из полиэтилена.

Установки без давления

На трубопроводах из полиэтилена без давления можно проводить испытания водой, воздухом или вакуумом, в зависимости от наличия воды для испытаний или способности слить воду для испытаний вдали от места расположения трубопровода после завершения испытания.

Тестирование воды

Все секции установки должны быть изолированы, а вода должна подаваться через стояк, чтобы обеспечить статический напор на 3 метра над верхней точкой полиэтиленового трубопровода. Перед началом испытаний все отверстия в трубопроводе из полиэтилена необходимо закрыть или закрыть заглушками.

Подъемная труба должна быть установлена ​​в верхней точке трубопровода, чтобы обеспечить минимальный напор воды в 1 метр в этой точке и максимум 5 метров в самой нижней точке.

Тестовая вода должна быть равномерно введена в трубопровод и доведена до давления после того, как весь захваченный воздух будет удален из линии.

Испытательное давление должно поддерживаться в течение как минимум 15 минут, а все соединения и соединения должны быть проверены на утечки. Любые обнаруженные дефекты следует устранить, а трубопровод повторно проверить.

Тестирование воздуха

Если вода недоступна или нежелательна для испытаний, можно провести испытания на воздухе.

Все отверстия должны быть закрыты перед испытанием, и воздух медленно закачивается в трубопровод из полиэтилена, пока не будет достигнуто испытательное давление 50 кПа.

Это испытательное давление должно поддерживаться в течение минимум 3 минут, и если утечки не обнаружены или потеря давления наблюдается на манометре, регулирующий клапан подачи воздуха должен быть закрыт, а испытательное давление должно поддерживаться в течение минимального времени 1 минута.

Если по истечении этого времени показание манометра не упадет ниже 35 кПа, испытание следует прекратить.

Если испытательное давление упадет ниже 35 кПа через 1 минуту, то давление следует вернуть на 50 кПа и поддерживать до тех пор, пока не будет завершена полная проверка полиэтиленового трубопровода. Все стыки и соединения необходимо индивидуально осмотреть на предмет утечек, используя раствор воды и моющего средства, залитый на все подозрительные стыки. При наличии утечки раствор моющего средства начнет пузыриться и пенится.

Вакуумные испытания

Перед испытанием все отверстия должны быть закрыты.

Должно быть приложено начальное вакуумное давление примерно 27 кПа, затем вакуумная линия перекрыта и труба может стабилизироваться в течение не менее 3 минут. Давление по манометру должно упасть до 23,6 кПа, после чего следует начать регистрацию времени. Считается, что трубопровод выдержал испытание, если потеря вакуума при испытании составляет ≤ 7 кПа в течение периода времени, указанного в таблице ниже.

Размер трубы
DN
Контрольная длина (м)
50 100 150 200 250 300
Минимальная продолжительность теста (минуты)
<100 2 2 2 2 3 3
100 2 2 2 2 3 3
150 3 3 3 5 6 6
225 4 5 8 10 13 15
300 6 9 14 18 23 29
375 7 14 22 29 36 43
450 10 21 31 41 52 66
525 14 28 42 56 70 86
600 18 37 55 73 92 106
675 23 46 70 93 116 144
750 29 57 86 115 143 168
900 41 83 124 165 207 243
1000 51 102 153 204 255 300

.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *