Внутренние газопроводы: СНиП 42-01-2002 : Внутренние газопроводы

Разное

Содержание

Устройство внутренних газопроводов — Справочник химика 21





    УСТРОЙСТВО и ЭКСПЛУАТАЦИЯ ВНУТРЕННИХ ГАЗОПРОВОДОВ ПРЕДПРИЯТИЙ [c.126]

    УСТРОЙСТВО ВНУТРЕННЕГО ГАЗОПРОВОДА [c.126]

    На внутренних газопроводах запорные устройства устанавливают в следующих местах  [c.221]

    Для устройства внутренних газопроводов должны применяться стальные трубы, изготовленные из спокойной мартеновской стали методом электросварки или печной сварки и бесшовные горячекатанные и холоднотянутые или холоднокатанные трубы. [c.32]










    Имеющиеся в настоящее время нормативные материалы и правила эксплуатации относятся, в основном, к городским газовым хозяйствам. В них не отражены в полной мере особенности и конкретные условия эксплуатации внутризаводских газопроводов и котельных установок, работающих на газообразном топливе. Поэтому каждым предприятием должны быть тщательно разработаны и согласованы с инспектирующей организацией эксплуатационные инструкции по обслуживанию газового оборудования котельной и ГРП (ГРУ). К инструкциям прилагаются подробные схемы внутренних газопроводов, отключающих устройств и контрольно-измерительных приборов. [c.292]

    Как видно из рис. У-26, устройство системы отопления с горелками ГИИ несложно и сводится в основном к прокладке внутренних газопроводов со штуцерами для присоединения горелок и наружных — к подземным или наземным резервуарам. [c.227]

    Наиболее частыми причинами разрыва чугунной арматуры на трубопроводах являются гидравлические удары, возникающие при резком открытии и закрытии задвижек, вентилей и других запорных и регулирующих устройств. Поэтому технический и обслуживающий персонал должен уделять особое внимание контролю эксплуатации трубопроводов. Арматура газопроводов эксплуатируется в самых разнообразных условиях, поэтому необходимо следить за своевременным проведением ревизии и ремонтов. Основное требование, предъявляемое к арматуре, — это герметичность. В сальниковой арматуре особое внимание нужно уделять сальникам и набивочному материалу. Независимо от параметров среды трубопроводную арматуру, установленную на газопроводах для горючих газов, необходимо опробовать в рабочих условиях на исправность действия затворного механизма и герметичность сальниковых устройств. При ревизии арматуры нужно тщательно осматривать отдельные детали (шпинделя, клапаны, подшипники и др.), внутреннюю поверхность корпуса и др. [c.198]

    Максимальная потеря давления газа во внутренних газопроводах котельной не должна отрицательно сказываться на нормальной работе газогорелочных устройств.  [c.258]

    Чтобы предохранить газопроводы от просадок, а оборудование п арматуру от повреждений, необходимо периодически проверять состояние опор и креплений надземных и внутренних газопроводов, а также металлических площадок для обслуживания отключающих устройств или фильтров и площадок к ним систематически должна производиться их очистка от пыли и грязи. Два раза в год, обычно в апреле — мае, октябре — ноябре, следует производить нивелировку отдельно стоящих опор наружных газопроводов. [c.299]

    Внутренние газопроводы подлежат еженедельно проверке на плотность путем смачивания мыльной эмульсией соединении и отключающих устройств. Проверку работы задвижек и кранов п смену сальниковой набивки желательно производить в периоды остановки котел ьной. Для смазки трущихся поверхностей кранов рекомендуется состав горного воска — 50% цилиндрового масла — 40% графита серебристого — 10%. [c.299]










    В книге изложены основные сведения об использовании горючих газов для производственных нужд. Описаны устройства дворовых и внутренних газопроводов, газорегуляторных пунктов, газопотребляющих установок. а также порядок обслуживания их слесарем. [c.2]

    Где предусматривается установка запорных устройств на внутренних газопроводах  [c.135]

    Вводным газопроводом следует считать участок газопровода от отключающего устройства на вводе в здание (при установке отключающего устройства снаружи здания) до внутреннего газопровода, включая газопровод, проложенный в футляре через стену здания. [c.330]

    Внутренним газопроводом следует считать участок газопровода от газопровода-ввода (при установке отключающего устройств внутри здания) или от вводного газопровода до места подключения прибора, теплового агрегата и др. [c.330]

    При соединении труб и газопроводов диаметром менее 600 мм место стыка перекрывают только наружным бандажом. Трубы диаметром 600 мм и выше соединяют с помощью внутреннего и наружного бандажей. Внутренний бандаж обеспечивает герметичность, а наружный — прочность соединения. При устройстве внутреннего бандажа на стык накладывают последовательно пропитанные связующим два слоя стеклянного мата марки МБС-10-420-9/ПММА и один слой стеклянного мата ЛВВ-СП. Изготовление наружного бандажа начинают с укладки слоя мата ЛВВ-СП, затем укладывают два слоя мата МБС. Эти слои обеспечивают герметичность и химическую стойкость соединения. Конструкционный слой бандажа формируют путем укладки чередующихся слоев ткани марки ТР-0,7-41 и мата МБС, пропитанных связующим. Для защиты бандажа от атмосферных воздействий наносят внешний [c.304]

    К испытанию внутренних газопроводов давлением свыше ОД МПа (1 кгс./см ) предъявляются более жесткие требования, которые подробно изложены в СНиП Правила производства и приемки работ. Газоснабжение. Внутренние устройства . [c.359]

    Нри монтаже внутренних газопроводов трубы соединяют сваркой. Резьбовые и фланцевые соединения применяют в местах установки отключающих устройств, компенсаторов, регуляторов давления, контрольно-измерительных приборов и другой арматуры, а также в местах подключения газовых приборов и горелок к газопроводу. В местах соединения с арматурой или фасонными частями газопроводы не должны иметь перекосов. [c.345]

    Топочные устройства для сжигания природного газа конструктивно несколько отличаются от топок, предназначенных для сжигания твердого топлива. Их различие состоит в том, что внутри топки устраивают своды, опирающиеся на пятовые кирпичи, предусмотренные конструктивно в верхней части боковых стенок топки. Нижние головки секций котла предохраняют от перегрева устройством стяжки вдоль всей стенки на высоту двух кирпичей, уложенных плашмя. Боковые стенки топки со сводом и подом топки образуют камеру, носящую название форкамеры, которая способствует уменьшению длины факела горелок и более равномерному распределению тепла между секциями. Переоборудование топочных устройств под сжигание природного газа не вызывает серьезных переделок, а ограничивается в основном мелкими работами внутри топки, устройством ввода газа в котельную, внутреннего газопровода, подводок газа к котлам, монтажом горелок, оборудования и приборов для регулирования подачи и давления газа. [c.190]

    Для борьбы с коррозией указанного типа могут быть применены различные методы предотвращение образования и накопления большого количества газоконденсата путем выбора надлежащей системы транспорта нефтяного газа, устройство на пониженных участках газопроводов (особенно вблизи компрессорных станций) конденсатосборников и регулярное их опорожнение, защита внутренней поверхности металлических труб различными [c.206]

    Очищенные и несколько охлажденные дымовые газы выходят из центробежного скруббера через внутреннюю трубу оросительного устройства и по газопроводу направляются в холодный скруббер, а отработавшая вода отводится через нижний патрубок и гидравлический затвор в канализацию. [c.62]

    Так как при работе промазочных машин возможны взрывы и вспышки из-за насыщения окружающего воздуха парами растворителей при одновременном образовании разрядов статического электричества, промазочная машина снабжается специальным защитным противопожарным устройством, работающим по следующему принципу. На нижней внутренней поверхности вытяжного зонта 7 по его периметру устанавливаются шесть специальных плавких электрических замыкателей 8, включенных параллельно в электрическую цепь реле 9. Электрическое реле, 9 (переменного тока напряжением 220 в) служит для включения тока к пускателю электромотора 10, электромагнитному клапану 11 (на газопроводе от баллонов 12 с жидкой углекислотой) и электромагниту 13, приводящему в действие защелку заслонки 14. [c.290]










    Внутренний диаметр корпусов диафрагм О о должен быть равен действительным внутренним диаметрам патрубков фланцевого соединения и газопровода (отклонение не должно превышать 1%). Это особенно важно на участке перед диафрагмой. Уплотнительные прокладки между камерами и фланцами не должны выступать во внутреннюю полость трубопровода. При установке диафрагмы цилиндрическая расточка дроссельного отверстия (определяемая расчетным путем) должна противостоять потоку, а коническая расточка — расширяться по направлению потока (вход потока со стороны камеры + , выход со стороны камеры — ). Входная кромка диафрагмы должна быть острой, без закруглений, вмятин, заусениц и т. п. На фланцах, между которыми устанавливают камерную диафрагму, должны быть выточки (или выступы), в которые входят выступы (или выточки) камер. Бес-камерная диафрагма зажимается между фланцами с гладкой соединительной поверхностью. Диафрагму располагают на прямом участке газопровода без выступающих швов, штуцеров, гильз для термометров и т. п. Расстояние от запорных устройств, поворотов, тройников, сужений и других местных сопротивлений определяют расчетом. Перепад давления от диафрагмы к вторичному прибору — дифманометру-расходомеру (см. разд. 3.4) отбирают через импульсные трубки. Рекомендуется располагать дифманометр выше сужающего устройства (рис. 3.14, в). Соединительные линии на всем своем протяжении должны иметь уклон к газопроводу и подключаться к верхней половине сужающего устройства, если оно расположено на горизонтальном или наклонном участке. Если установить дифманометр выше сужающего устройства нельзя по местным условиям, то его подсоединяют по рис. 3.14, г, располагая в нижних точках импульсных трубок сосуды для отбора конденсата. [c.95]

    Перед растопкой котельного агрегата следует произвести тш а-тельный внутренний и внешний осмотр его, системы газопроводов в предела котла, вспомогательного оборудования, дымососа, вентилятора и устройства для питания котла, а также контрольноизмерительных приборов и устройств автоматического регулирования. [c.317]

    Перед началом испытаний трубопровод подвергается внутренней очистке путем промывки или продувки с целью удаления окалины, сварочного грата, остатков электродов и других загрязнений. Жидкостные материалопроводы всех диаметров и газопроводы диаметром до 150 мм промывают водой, а газопроводы диаметром свыше 150 мм подвергают только продувке сжатым воздухом. На время промывки или продувки арматуру открывают на полный проход. Промывка считается законченной после того, как из дренажных устройств пойдет чистая вода. [c.262]

    Оборудование, конденсатосборники и арматуру, устанавливаемые на газопроводах из полиэтиленовых труб, следует предусматривать такими же, как для стальных газопроводов в соответствии с главой СНиП 2.04.08-87 «Газоснабжение» по проектированию внутренних и наружных устройств газоснабжения. [c.656]

    После окончания каменной огнеупорной кладки кокГсовых батарей осуществляется предрасгопонний монтаж, то есть установка тех необходимых металлоконструкций, которые обеспечат сохранность кладки коксовых печей (брони, рамы, анкерные продольные стяжки, анкерные болты, анкерные колонны и все пружины). Устанавливаются газовоздушные клапаны для того, чтобы иметь возможность удалять дымовые газы, которыми разогревается коксовая батарея, в дымовую трубу. В комплекс предрастопочного монтажа входит также устройство временных газопроводов, временных выносных и внутренних топок к камерам коксования, а также рабочих площадок. [c.126]

    При получении извещения о запахе газа ЦП АДС должен быть выдан заявителю подробный инструктаж по обеспечению предварительных мер безопасности на месте аварии до приезда аварийной бригады, в частности прекратить отбор газа и закрыть все отключающие устройства на внутреннем газопроводе организовать постоянное проветривание помещения, где ощущается запах газа не допускать открытого огня или электроискры во избежание воспламенения газовоздушной смеси организовать дежурство у входа в помещение, где ощущается запах газа, чтобы исключить доступ в него посторонних или непро-инструктированных аналогично заявителю лиц дождаться приезда аварийной бригады на месте аварии или рядом с ним. [c.8]

    В пучинистых грунтах Ленгипроинжпроект применяет железобетонные колодцы мелкого заложения овальной (рис. 5.4) и глубокого заложения прямоугольной (рис. 5.5) формы. По обе стороны от основного запорного устройства в газопровод вварены штуцеры Оу25 с вентилями, позволяющие осуществлять продувку соответствующих участков сети. Колодцы глубокого заложения представляют собой камеры размером в плане 1800 х 1800 мм. Внутренняя высота камер принята из расчета минимального заглубления газопровода, обеспечения расстояния от газопровода до днища не менее 400 мм и зазора между перекрытием и выдвижным шпинделем задвижки не менее 100 мм. Камера имеет 1 люк и ковер над задвижкой. Продувочные штуцеры комплектуют инвентарными свечами, которые могут быть выведены наружу через люк на высоту около 1 м. Чтобы избежать искрения во время ремонта, к газопроводу перед задвп ккой и за ней приваривают концы шунтирующей перемычки, которую затем покрывают гидроизоляцией. [c.196]

    Внутренние газопроводы низкого давления в отопительных и производственных котельных и помещениях промышленных и коммунальных предприятий на участке от отключающего устройства на вводе газопровода в здание (или от узла редуцирования, расположенного в здании) до отключающего устройства у газовых горелок испытывают на прочность воздухом давлением 0,1 МПа (1 кгс/см ) для выявления дефектных мёст и на плотность давлением 10 кПа (1000 мм вод, ст.). Продолжительность испытания на плотность должна быть не менее 1 ч падение давления за это время допускается не более 600 Па (60 мм вод, ст.). [c.352]

    Наружный и внутренний газопроводы газнфицировапныч домов выполнены с учетом подключения к сетевому газу и снабжаются конденсационными горшками и отключающими устройствами-гидрозатворами. При работе на сжиженных газах скопления влаги в гидрозатворах и конденсационных горшках не наблюдалось. Как исключение отмечено два замерзания на вводах, вызванных присутствием в газопроводе воды, оставленной во время монтажа. [c.61]

    Ингибирование продукции, газопроводов большого диаметра для защиты их от сульфидного растрескивания впервые в практике отечественной газовой промышленности было проведено объединением Оренбурггазпром совместно с ВНИИГазом на участках газопровода УКПГ — Оренбургский ГПЗ протяженностью до 40 км. Ингибирование газопроводов проводят с использованием поршней типа ОПРМ после очистки и осушки внутрен ней поверхности пропуском метанольной пробки с по мощью разделительных устройств и последующей про дувки газом низкого давления. [c.164]

    Эффективность катодной защиты любого сооружения определяется качеством электрической изоляции и зависит от входного его сопротивления. Поэтому при осуществлении катодной защиты необходимо изолировать защищаемое сооружение от всякого рода заземленных объектов. Требованиями СНиПа П-37-76 Газоснабжение. Внутренние и наружные устройства определено применение изолирующих фланцев на газопроводах при вводе их к потребителям, где возможен электрический контакт с заземленными конструкциями. Это мероприятие позволяет снизить защитный ток установки в два-три раза. Эффективен изолирующий фланец и на тепловодопроводах, что подтверждается испытаниями электропроводности воды в лабораторных условиях. [c.34]

    Линейная часть магистральных газопроводов представляет собой сеть трубопроводов, соединенных технологическими перемычками и закольцованных в единые системы. В зависимости от объема перекачиваемого газа от газового промысла в одном направлении прокладывается газопровод, состоящий из одного, двух или больше трубопроводов (ниток). Линейная часть газопровода оборудована запорной арматурой, конден-сатосборниками, расположенными в пониженных местах трассы, устройствами для ввода метанола (против гидратообразования), для периодической очистки внутренней полости трубы и электрохимической защиты газопровода от коррозии. [c.108]

    К сужающим устройствам кроме диафрагмы относятся еще сопла и трубы Вентури, представляющие собой удлиненные сопла, постепенно расширяющиеся по ходу газа до полного диаметра газопровода, благодаря чему они дают наименьшую безвозвратную потерю давления по сравнению с соплами н особенно с диафрагмами. Однако диафрагмы наиболее просты и поэтому нашли широкое применение. Следует применять так называемые нормальные сужающие устройства, в которых основные размеры выполнены в соответствии с величино внутреннего диаметра газопровода О. Входная кромка диафрагм (рис. Х1-10) должна быть острой, без закруглений, вмятин, заусениц и т. п. Установка диафрагмы в газопроводах должна быть строго концентричной, это очень важно для точности измерения расхода газа. Все сужаюпще устройства устанавливаются на прямых участках газопровода, как можно дальше от запорных устройств, поворотов, тройников, сужений и т. п. [c.426]

    В настоящее время как в строительстве, так и в технике широко используют асбестовые и асбестоцементные материалы и изделия. Из асбеста изготовляют 1) асбестовые текстильные материалы и изделия в виде огнезащитных костюмов, шлемов и перчаток, применяемые в специальных цехах и в противопожарном деле 2) уплотняющие прокладки для тепловых двигателей, тормозные ленты, электроизоляционные и теплостойкие ленты, диски сцепления и тому подобные изделия 3) асбестоцементные изделия, служащие для покрытия кровель, устройства стеновых ограждений, для внутренней и внешней обшивки стен, для вентиляционных коробов и мусоропроводов, для В0Д0-, нефте- и газопроводов, для канализационных сетей и отвода сточных вод 4) асбестобитумные материалы — рубероид, гидроизол, асбестоасфальтовые плитки и дорожные покрытия 5) прессованные тормозные колодки, кислотостойкие прокладки и аппараты, а также ряд других изделий и материалов. Наконец, асбест используют в виде асбестового картона или бумаги для термоизоляции, дисков сцепления и огнезащитных обивок. [c.281]

    Немаловажное значение имеет также способ подключения к корпусу технологических трубопроводов, газопроводов, контрольно-измерительных приборов, пе-ремещивающих и других устройств, а также футеровка отдельных узлов корпуса и внутренних устройств аппарата. Так как корпус и футеровка работают совместно, то их нельзя проектировать и рассчитывать раздельно. [c.211]

    Принципиальная схема внутренней системы питания топливом стационарного четырехтактного газового двигателя с турбонаддувом приведена на рис. 175. В зависимости от особенностей внешней системы питания компрессорной станции топливный газ из газопровода 1 или из расширительной (буферной) емкости 2 под рабочим давлением по газопроводу 3 через открытый газовый кран 4 поступает в коллектор 5, расположенный по всей длине двигателя. Из коллектора по подводящим патрубкам газ поступает в индивидуальное для каждого газовпускного клапана 7 газорегулирующее устройство 6. [c.320]


Внутренние газопроводы — Энциклопедия по машиностроению XXL







Переоборудование котлов на сжигание природного газа сводится к следующему устанавливаются газовые горелки и взрывные клапаны, а колосниковые решетки закладываются кирпичом. Однако, несмотря на кажущуюся на первый взгляд простоту переоборудования топок с твердого топлива на сжигание природного газа, в практике встречаются грубые дефекты в монтаже горелок, внутренних газопроводов, в установке автоматики и т. д. Поэтому переоборудование топок для сжигания природных горючих газов должно производиться по проектам специальных организаций и в соответствии с правилами технической эксплуатации газового хозяйства. Нормальная эксплуатация котельных установок на газовом топливе разрешается только после приемки монтажа в соответствии с правилами комиссией и после проведения наладочных работ.  [c.47]











Внутренние газопроводы прокладываются открыто на высоте не менее 2,2 метра от пола и на расстоянии от стен, обеспечивающем их свободный осмотр и ремонт.  [c.117]

Испытания смонтированных газопроводов производит персонал монтажной организации в присутствии ответственного представителя заказчика. При испытаниях проверяют прочность, т. е. способность газопроводов и оборудования выдерживать рабочее давление, и плотность (допустимая величина утечки). Обычно применяется технология проведения испытаний с разбивкой газоснабжающей системы котельной на участки подземный газопровод (от задвижки в колодце до отключающего устройства на вводе в ГРУ), внутренний газопровод (от последнего за ГРУ отключающего устройства до кранов перед горелками), узел газорегуляторной установки.  [c.64]

Внутренний газопровод котельной Ежедневный осмотр устранение утечек, проверка плотности Ежегодный ремонт креплений, разъемных соединений, мест неплотности с применением сварки Разборка с частичной заменой участков, замена креплений  [c.161]

Внутренний газопровод с. д. 1 раз в год или в 2 года 1 раз в 5 лет  [c.166]

Один раз в год производится покраска внутренних газопроводов и газового оборудования. После ремонтных работ с разборкой газопровода и снятием запорных устройств должны быть проведены испытания на прочность и плотность.  [c.166]

Обход внутреннего газопровода производится обслуживающим персоналом ежедневно в процессе сдачи-приемки смены или дежурства в котельной. Газопровод осматривают начиная от задвижки на вводе в котельную до кранов у горелок. Особое внимание при этом обращают на плотность запорной арматуры, а также фланцевых соединений и присоединений импульсных линий. Кроме того, персонал газовой службы предприятия или спецслужбы Промгаз в присутствии ответственного лица производит ежемесячный технический осмотр газопровода с обмыливанием всех мест соединений, проверкой расположения опор и плотности запорной арматуры. Результаты осмотра заносят в журнал ремонтных работ.  [c.168]

Урок 11. Внутренние газопроводы  [c.69]

Цель урока. Ознакомление обучаемых с устройством внутренних газопроводов.  [c.69]

По каким схемам прокладываются внутренние Газопроводы, их преимущества и недостатки  [c.71]

Из каких труб прокладываются внутренние газопроводы  [c.71]

С каким уклоном укладывается внутренний газопровод  [c.71]

Для чего и в какой цвет окрашивают внутренние газопроводы  [c.71]

Газопроводы и оборудование ГРП продувают через свечи, ГРП, а внутренние газопроводы цехов — через свечи, установленные на концах газопроводов.  [c.27]

Следует отметить, что одна и та же несплошность может считаться дефектом (например, для сосуда, работающего под давлением) и не считаться таковым (тот же дефект для внутреннего газопровода).  [c.374]

Краны до установки их на газопроводах и регуляторных станциях должны быть разобраны, промыты, смазаны и испытаны на плотность, если на них нет заводских паспортов, удостоверяющих проведение испытания. Крапы устанавливаемые на внутренних газопроводах низкого давления, должны быть испытаны на плотность воздухом на давление в 700 мм вод. ст. При этом краны испытываются в два приема 1) с насухо протертыми пробкой и внутренней поверхностью корпуса в этом случае падение давления воздуха не должно быть больше 10 мм вод. ст. в течение 5 мин. 2) при нормальной смазке, когда кран должен быть абсолютно герметичным, т. е. не должен совсем пропускать воздуха.  [c.70]












Краны, устанавливаемые на подземных и внутренних газопроводах среднего давления и регуляторных станциях, испытываются при нормальной смазке на плотность давлением воздуха в 11/а атм под водой при этом не должно быть пропуска воздуха.  [c.70]

На рис. 35 показан разрез отключающего герметического газового клапана (ГК-10-100) ЛНИИ АКХ конструкции инж. Кузьмина П. А., предназначенного для применения на внутренних газопроводах низкого давления малого диаметра ( У «). Особенностью клапана является отсутствие притирающихся поверхностей и сальниковых уплотнений, надежное отключение и герметичность, исключающая возможность утечки газа наружу, почему эти клапаны особенно удобны на газовых бытовых приборах и квартирной разводке. Корпус клапана вентильного типа отливается из чугуна. Седло клапана 2, прикрывается тарелкой клапана 3 с трехслойной пластикатовой прокладкой. Тарелка через шток 4 (на нижнем конце которого она закреплена шарнирно, что допускает ее вращение вокруг своей оси) прижимается  [c.77]

Надземные участки вводов и газопроводы внутренней разводки крепятся к стенам, перекрытиям или колоннам с помощью крючков, кронштейнов или подвешиваются на хомутах. Внутренние газопроводы прокладываются на высоте не менее 2 ж от пола и ие ближе, чем на 30 мм от стены.  [c.108]

На вводе и внутреннем газопроводе газовых котлов и печей, работающих на среднем давлении газа, запорная арматура и приборы устанавливаются в таком же порядке, как это было указано для установки, работающей на низком давлении газа, если газовая регуляторная станция находится в отдельном помещении.  [c.111]

Испытание внутренних газопроводов отопительных котельных жилых и общественных зданий и установок коммунально-бытовых и промышленных предприятий производится воздухом на прочность и на плотность.  [c.111]

Первичный пуск котлов и печей на газообразном топливе производится после испытания их газового оборудования приемочной комиссией и подписания ею акта приемки. Продувка газом внутренних газопроводов производится совместно с РС и дворовым газопроводом через свечи котла или печи.  [c.341]

Внутренний газопровод котельной вводится непосредственно в помещение котельного зала и прокладывается по освещенным и доступным местам на высоте 2,2 м от уровня пола. Возможна прокладка газопровода в штрабе пола с обязательным ее заполнением бетоном и при отсутствии арматуры, резьбовых и фланцевых соединений на газопроводе. В каналах вместе с газопроводом могут быть проложены трубы водоснабжения или отопления. В этом случае каналы должны иметь съемное перекрытие и хорошо проветриваться.  [c.24]

Внутренний газопровод с. д. 1 раз в месяц 1 раз в год или в 2 года 1 раз в 5 лет  [c.146]

Обнаружить места утечки газа из внутренних газопроводов можно только способом обмыливания мыльной эмульсией резьбовых сварных и фланцевых соединений. Пользование огнем для определения мест утечки газа категорически запрещаетсяИЭпреде-ление места утечки газа из подземного газопровода производится силами аварийной службы эксплуатационной организации газового хозяйства.  [c.147]

Работы по монтажу приборов и средств автоматики в котельных коммунально-бытового назначения и некоторых некрупных промышленных предприятий ведутся специализированными управлениями и конторами Главгаза МКХ РСФСР, которые могут вести монтаж не только автоматики, но и сооружение наружных и внутренних газопроводов и являются подрядными организациями.  [c.143]

Нормы испытаний принимаются в соответствии с указаниями СНиП Госстроя СССР и правил безопасности для каждого участка системы. Внутренний газопровод среднего давления до 3 кПсм испытывают на прочность воздухом под давлением  [c.64]

Далее преподаватель объясняет, что горючий газ поступает из подземных газопроводов в газопроводы, находящиеся внутри зданий. Горизонтальные участки внутренних газопроводов должны прокладываться на высоте не менее 2 лГазовый ввод делается непосредственно в то помещение, в котором находятся газовые установки. Ввод (независимо от давления газа в нем) и внутренняя разводка при работе на газе среднего давления выполняются из стальной бесщовной трубы.  [c.70]

Преподаватель показывает разрез отключающего герметического газового клапана (ГК-Ю-100) ЛНИИ АКХ инж. П. А. Кузьмина, применяемого на внутренних газопроводах низкого давления диаметром 3/4″. Он состоит из корпуса вентильного типа, седла клапана, прикрываемого тарелкой клапана с трехслойкой пласти-катовой прокладкой. Тарелка через шток прижимается к седлу пружиной и этим обеспечивает большую плотность отключения клапана. Утечке газа противодействует трехслойная полихлорви-ииловая диафрагма, плотно зажатая по краям кольцом и в центре гайкой. Диафрагма. усилена стальной предохранительной шайбой.  [c.77]












Первичное подключение дворового газопровода коммунальных и промышленных предприятий к городской газовой сети производится монтажно-строительной организацией после окончания работ по газификации предприятия, т. е. дворового газопровода, регуляторной станции и внутренних газопроводов установки. Разрешение на подключение выдается главным инженером эксплуатационной конторы городского хозяйства после представления предприятием акта приемочной комиссии о приемке системы. Вместе с актом до включения объекта в эксплуатационную контору и городскую инспекцию Госгортехнадзора представляются следующие документы 1) приказ о назначении лиц, ответственных за газовое хозяйство 2) эксплуатационные инструкции и схемы расположения газового оборудования, согласо-  [c.324]

При подключении систем газоснабжения предприятий к городским газопроводам обязательным является их тщательная продувка газом для того, чтобы в газопроводах и оборудовании системы не остался воздух и не могла образоваться взрывоопасная газовоздушная смесь. Иначе, при наличии в газопроводе воздуха в момент зажигания запальных горелок произойдет взрыв, в результате которого могут быть разрушены газопроводы, оборудование, помещения и произойти несчастные случаи с людьми. При коротком участке дворового газонровода и мало-разветвленной системе газоснабжения предприятия продувка дворового газопровода может быть произведена за один прием с регуляторной станцией и внутренними газопроводами установки через продувочные свечи котлов или печей.  [c.325]

При протяженных дворовых газопроводах и разветвлениях газовой сети предприятия продувку ее делают раздельно для дворового газопровода, регуляторной станции и внутренних газопроводов газопотребляющих установок для предприятий, имеющих более трех отдельных газопотребляющих объектов, продувка производится по схеме, согласованной с эксплуатационной конторой Горгаз и утвержденной гл. инженером предприятия.  [c.326]

Производство сварки на внутренних газопроводах допускается только при условии отключения газопровода задвижкой (или краном) на вводе, постановкой заглушки (глухого фланца) между фланцев этой задвижки со стороны, нанравленной к горелкам, и продувки всего отключенного участка газопровода через свечи инертным газом (азотом или углекислотой), чтобы в газопроводе ие могла остаться газовоздушная смесь конец продувки определяется по химическому анализу пробы или проверке ее огнем.  [c.358]

Нормы испытаний принимаются в соответствии с указаниями СНиП Госстроя СССР и правил безопасности для каждого участка системы. Так, внутренний газопровод среднего давления до 1 кПсм испытывается на прочность воздухом под давлением 2 кГ1см и на плотность 1 кГ/см , причем падение давления за период испытаний должно составлять не более 1,5%. Газопровод низкого давления испытывается на прочность давлением 1 кГ/см ц на плотность 1000 мм вод. ст. Падение давления в течение 1 ч должно быть не более 60 мм вод. ст.  [c.67]


Услуги

ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ ВНУТРИДОМОВОГО ГАЗОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Служба внутридомового газового оборудования ведет работу по обеспечению безопасной и безаварийной работы внутридомовых газовых приборов. Основной задачей службы является проведение периодического технического обслуживания газового оборудования у абонентов.

Во исполнение требований Постановления Правительства РФ от 21.07.2008 г. № 549 в целях обеспечения безопасности пользования газовыми приборами Вам необходимо заключить договор на техническое обслуживание газового оборудования.

Служба ВДГО работает с понедельника по пятницу с 8.00 до 17.00 – перерыв на обед с 12.00 до 13.00, выходной – суббота, воскресенье.

Информацию о порядке заключения договоров можно получить по телефону 8 (86558) 2-22-46.

ПРОВЕДЕНИЕ ПРОЕКТНЫХ РАБОТ

Проектирование — это залог качественного проведения строительно-монтажных работ на объектах газоснабжения и реконструкции сетей. Благодаря высокой компетентности инженера-проектировщика, вы всегда можете полагаться на четкую, продуманную работу, индивидуальный подход к разработке вашего проекта и точные сроки исполнения.

Основные виды проектных работ:

— разработка проектно-сметной документации (ПСД) на наружные, распределительные, межпоселковые, газопроводы-вводы высокого, среднего и низкого давления, внутриквартальные, газопроводы вводы и внутренние сети газоснабжения промышленных объектов, коммунально-бытовых объектов, котельных, жилых домов;

— разработка ПСД на ГРП (шкафные и стационарные), ГРУ, внутренние системы газоснабжения газопотребляющих установок;

-разработка ПСД на установку электрохимической защиты подземных газораспределительных сетей, водопроводов;

— разработка проектов реконструкции и ремонта существующих газопроводов и газового оборудования;

— разработка технико-экономических расчетов (ТЭР) газоснабжения объектов выполнение привязки типовых проектов, объектов коммунально-бытового назначения, промышленных объектов в частях газоснабжения, разработка ген.схем газоснабжения, выполнение расчетных схем газоснабжения оборудования ГРП, ГРУ, ШРП;

— изучение и анализ полученных исходных данных для разработки проектной документации, получение дополнительных материалов от заказчика в случае необходимости.

Проведение проектных работ производится с понедельника по пятницу с 8.00 до 17.00 – перерыв на обед с 12.00 до 13.00, выходной – суббота, воскресенье.

Контактный телефон: 8(86558) 2-20-91

СЛУЖБА ЭКСПЛУАТАЦИИ ГРП, ШРП

Служба эксплуатации газораспределительных пунктов и промышленных предприятий является одним из ключевых структурных подразделений АО «Нефтекумскрайгаз» и осуществляет следующие виды деятельности:

— организация работ по обеспечению бесперебойного и безаварийного снабжения газом потребителей, в том числе коммунально-бытовых объектов и промышленных предприятий

— организация и обеспечение безопасной и безаварийной эксплуатации ГГРП, ГРП, ГРУ, ШРП, газопотребляющих агрегатов и оборудования газифицированных котельных

— проведение технического обслуживания газового оборудования коммунально-бытовых объектов и промышленных предприятий

-осуществляет работу по заключению договоров на техническое обслуживание газового оборудования с промышленными и коммунально-бытовыми объектами.

Служба работает с понедельника по пятницу с 8.00 до 17.00 – перерыв на обед с 12.00 до 13.00, выходной – суббота, воскресенье.

СЛУЖБА ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОПРОВОДОВ

Интенсивное строительство газопроводов природного газа и реконструкция газораспределительных сетей позволяет улучшить социальную сферу города Нефтекумска и Нефтекумского района и их надежность в обеспечение безопасного газоснабжения. Служба эксплуатации газопроводов осуществляет следующие виды деятельности:

— прокладку подводящих, внутригородских, поселковых и межпоселковых газопроводов,

— строительство наружных и внутренних газовых сетей (ГСН и ГСВ) и др.

Служба работает с понедельника по пятницу с 8.00 до 17.00 – перерыв на обед с 12.00 до 13.00, выходной – суббота, воскресенье.

ТЕХНИЧЕСКИЙ КАБИНЕТ

Технический кабинет является учебной базой предприятия, центром технической информации и пропаганды безопасного пользования газом в быту. Кабинет оборудован необходимыми газовыми приборами различных модификаций. Ежегодно в техническом кабинете обучается около 4000 человек – это население города и района, представители организаций, эксплуатирующие бытовое газоиспользующее оборудование. Инвалидам, участникам ВОВ инструктаж проводится на дому.

Инструктаж для населения проводится:

во вторник, четверг в 9.00

в среду, пятница в 13.00

Нефтепроводы и газопроводы | Hilong Russia

Компания Hilong является разработчиком и производителем жидких и порошковых покрытий для надежной и долговечной защиты внутренней и наружной поверхности нефте- и газопроводов.

  • SN-109SF

    Не содержащий растворитель материал внутреннего гладкоcтного покрытия газопровода

    TDS_SN-109SF 423,08 Кб

  • SN-6200

    Не содержащее растворитель эпоксифенольное внутреннее покрытие нефтепровода

    TDS_SN-6200 422,73 Кб

  • TC-3000L

    Эпоксифенольное сверхпрочное внутреннее покрытие нефтепровода

    TDS_TC-3000L 520,08 Кб

  • TC-3700

    Эпоксидное порошковое покрытие для внутренней поверхности нефтепроводов

    TC3700_TDS 459,24 Кб

  • SN-107

    Финишное порошковое эпоксидное покрытие для двухслойных наружных систем

    TDS_SN-107 553,91 Кб

  • SN-106

    Наружное однослойное порошковое эпоксидное покрытие

    TDS_SN-106 580,48 Кб

  • SN-105

    Эпоксидный порошковый праймер для наружного полиэтиленового/полипропиленового покрытия труб

    TDS_SN-105 547,93 Кб

  • SN-105HT

    Эпоксидный высокотемпературный порошковый праймер для полипропиленовых систем изоляции

    TDS_SN-105HT 544,35 Кб

  • SN-105D

    Эпоксидный порошковый праймер для стали высоких марок, отверждаемый при низкой температуре

    TDS_SN-105D 544,41 Кб

  • SN-101

    Полиэтилен высокой плотности для наружного трехслойное покрытия трубопроводов

    TDS_SN-101 426,29 Кб

  • SN-102

    Адгезив для трехслойных полиэтиленовых систем наружной изоляции

    TDS_SN-102 526,80 Кб

  • SN-103

    Полипропилен для наружного антикоррозионного двух- и трехслойного покрытия труб

    TDS_SN-103 523,40 Кб

  • SN-104

    Адгезив для полипропиленового наружного антикоррозионного трехслойного покрытия труб

    TDS_SN-104 521,26 Кб

  • Эксплуатация внутренних газопроводов. Техническое обслуживание

    Внутренние газопроводы и газовое оборудование установок должны подвергаться техническому обслуживанию не реже 1 раза в месяц, текущему ремонту – не реже 1 раза в 12 месяцев, а установки, оборудованные системой автоматизации, обеспечивающей безаварийную работу газового оборудования и противоаварийную защиту, должны подвер­гаться техническому обслуживанию не реже 1 раза в 2 месяца, а текущему ремонту – 1 раз в 12 месяцев. Осмотр технического состояния (обход) должен производиться не реже 1 раза в смену.

    Текущий ремонт газового оборудования может не производиться ежегодно, если в эксплуатационных документах завода-изготовителя имеются соответствующие гарантии надежной работы на больший срок и даны разъяснения о режиме обслуживания по истечении гарантийного срока.

    Кроме того, обслуживающим персоналом подача газа должна быть немедленно прекращена при:

    •появлении неплотностей в обмуровке, в местах установки предохранительно-взрывных клапанов и газоходах;
    •прекращении подачи электроэнергии или исчезновении напряжения на устройствах дистанционного, автоматического управления и средствах измерения;
    •неисправности КИП, средств автоматизации и сигнализации;
    •выходе из строя предохранительных блокировочных устройств;
    •неисправности горелок, в том числе огнепреградителей;
    •появлении загазованности, обнаружении утечек газа на газовом оборудовании и внутренних газопроводах;
    •взрыве в топочном пространстве, взрыве или загорании горючих отложений в газоходах;
    •пожаре.

    При взрыве и пожаре в цехе должны немедленно перекрываться отключающие устройства на вводе газопровода.

    Перед ремонтом газового оборудования, осмотром и ремонтом топок или газоходов, а также при выводе из работы установок сезонного действия, газовое оборудование и газопроводы к запальным горелкам установки должны отключаться от газопроводов с установкой заглушки после запорной арматуры.

    Собственник и (или) уполномоченное им лицо до включения в работу установок сезонного действия, в том числе отопительных котлов, должен обеспечить:

    •проверку знаний инструкций обслуживающим персоналом;
    •текущий ремонт газового оборудования и системы автоматизации;
    •проведение планово-предупредительного ремонта газифицированных установок и вспомогательного оборудования;
    •проверку исправности вентиляционных и дымоотводящих систем;
    •выполнение требований Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых котлов.
    Снятие заглушки и пуск газа разрешаются только при наличии документов, подтверждающих выполнение указанных работ.

    Внутренний газопровод — Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

    Внутренний газопровод

    Cтраница 1

    Внутренние газопроводы продуваются газом через свечи на конце газопроводов или свечи наиболее удаленных по ходу газа горелок.
     [1]

    Внутренние газопроводы прокладываются открыто на высоте не менее 2 2 ж от пола до нижней образующей трубы и на расстоянии от стен, обеспечивающем их свободный осмотр и ремонт.
     [2]

    Внутренние газопроводы изготовляются из стальных бесшовных горяче — и холоднокатаных труб, а также шовных электросварных и печной сварки.
     [3]

    Внутренние газопроводы состоят из вводов, стояков и внутри-квартирных разводок. Прокладка газопроводов сжиженных газов по подвалам-запрещается.
     [4]

    Внутренние газопроводы и их оборудование, непосредственно устанавливаемые на котлах и печах, принято называть обвязочными.
     [5]

    Внутренние газопроводы ( низкого давления) испытывают на прочность воздухом давлением 1 кГ / см2 для выявления мест утечек. В жилых домах, общественных, коммунально-бытовых зданиях испытания производят участками от отключающего устройства на вводе до кранов, установленных перед приборами, при этом приборы отключают. Дефектные места обнаруживают путем обмыливания мест соединений мыльной эмульсией. В местах утечек образуются пузыри. После исправления дефектов, если такие будут обнаружены, приступают к испытанию на плотность. Исправление дефектов производят при снижении давления в газопроводе до атмосферного.
     [6]

    Внутренние газопроводы ( низкого давления) проверяют на прочность воздухом давлением 1 кгс / см2 ( 0 1 МПа), выявляя при этом места утечек.
     [8]

    Внутренние газопроводы служат для подачи газа из уличных распределительных газопроводов к газовым приборам и установкам. К ним относятся ответвления от уличных газопроводов, дворовые газопроводы с вводами в здания, а также внутридомовые или внутрицеховые разводки. Ответвления и дворовые газопроводы, хотя и являются подземными газопроводами, всегда рассматриваются как составная часть газооборудования дома и проектируются вместе с внутренним газооборудованием. Внутренние газопроводы, так же как и уличные сети, подразделяют по величине давления на газопроводы низкого, среднего и высокого давления.
     [10]

    Внутренние газопроводы испытывают на плотность после выравнивания температур воздуха внутри газопровода и окружающей среды. Для наблюдения за температурой в газопроводе и воздуха в помещении устанавливают термометры. Они считаются выдержавшими испытание, если падение давления за 1 ч в процентах от начального испытательного давления не превысит допустимой величины Ард 50 / D, где D — внутренний диаметр испытываемого газопровода, мм.
     [11]

    Внутренние газопроводы и газовое оборудование должны подвергаться техническому обслуживанию не реже 1 раза в мес и текущему ремонту — не реже 1 раза в 12 мес.
     [12]

    Внутренние газопроводы и газовое оборудование должны подвергаться техническому обслуживанию не реже 1 раза в мес и текущему ремонту — не реже 1 раза в 12 мес.
     [13]

    Внутренние газопроводы и газовое оборудование установок должны подвергаться техническому обслуживанию не реже 1 раза в месяц, текущему ремонту не реже 1 раза в год.
     [14]

    Внутренние газопроводы ( см. рис. 10) служат для подвода сжимаемого газа к турбокомпрессору, отвода газа из ступеней компрессора в межступенчатые и концевой холодильники и транспортировки сжатого газа в расходный коллектор.
     [15]

    Страницы:  

       1

       2

       3

       4




    PHMSA: Связь с заинтересованными сторонами — Внутренняя коррозия

    Краткие факты:

    • Коррозия — это естественный процесс, при котором материалы, сделанные из металла, разрушаются в результате электрохимической реакции, известной как окисление (ржавчина). Коррозия на внутренней поверхности трубопроводных систем называется внутренней коррозией.
    • Внутреннюю коррозию в трубопроводных системах можно предотвратить путем правильного выбора материалов, контроля качества продукции, защитных покрытий, добавок ингибиторов коррозии и очистки линии (для удаления воды и других загрязнений).
    • Данные показывают, что с 1998-2017 гг. Примерно 12% аварий на трубопроводах были вызваны внутренней коррозией.
    • Усовершенствованные технологии продолжают вести к лучшему предотвращению, мониторингу, обнаружению и снижению внутренней коррозии трубопроводов как для вновь установленных, так и для существующих трубопроводов.
    • Федеральные правила управления целостностью трубопроводов способствуют раннему выявлению проблем внутренней коррозии в трубах или трубопроводном оборудовании, требуя периодических проверок, испытаний и оценок, а также своевременного ремонта или замены, если это необходимо.
    • Внутренняя коррозия считается угрозой, зависящей от времени, что означает, что она усиливается или ухудшается со временем, если ее не устранить. В результате необходимо раннее обнаружение и смягчение последствий, чтобы свести к минимуму воздействие внутренней коррозии.
    • Обратитесь к другим информационным бюллетеням на веб-сайте PHMSA по связям с заинтересованными сторонами для конкретных обсуждений коррозии, внешней коррозии, избирательной коррозии швов и коррозионного растрескивания под напряжением, коррозии под воздействием микробиологов и интерференционной коррозии от блуждающих токов.

    Что такое внутренняя коррозия и почему она возникает?

    Коррозия — это порча металла в результате электрохимической реакции с его непосредственным окружением. Эта реакция вызывает окисление железа в стальной трубе или других принадлежностях трубопровода (ржавчину). Коррозия приводит к потере металла в трубе. Со временем коррозия, если ее не смягчить, может привести к потере прочности стали и, возможно, к тому, что она не сможет удерживать жидкость в трубопроводе при рабочем давлении.

    Внутренняя коррозия возникает из-за условий окружающей среды внутри трубопровода. В большинстве случаев коррозионные материалы представляют собой загрязнители, естественным образом содержащиеся в транспортируемом товаре, такие как сероводород, диоксид углерода, другие химические вещества или даже вода. Поскольку трубопроводы представляют собой чрезвычайно важную инфраструктуру, обслуживающую очень долго, операторы трубопроводов должны поддерживать физическую целостность трубопроводов в первоочередном порядке. К счастью, существуют эффективные методы предотвращения и смягчения внутренней коррозии трубопроводов, в том числе многие очень технологически продвинутые.

    Как правило, качество транспортируемого товара контролируется для удаления или минимизации загрязняющих веществ, наносятся внутренние покрытия трубопровода, вводятся ингибиторы коррозии, или используется некоторая комбинация этих подходов для предотвращения внутренней коррозии. Когда эти защитные меры эффективны или когда принимаются достаточные меры по их снижению, стальные трубопроводы могут прослужить бесконечно.

    Каковы риски внутренней коррозии?

    Внутренняя коррозия может привести к постепенной и обычно локальной потере металла на внутренней поверхности трубопроводных систем, что приводит к уменьшению толщины стенки трубы или другого оборудования.Эта потеря металла может происходить относительно равномерно по площади внутренней поверхности трубы (иногда называемой «общая коррозия») или в отдельных местах на внутренней поверхности («локальная коррозия» или «точечная коррозия»). Потеря материала из-за коррозии может в конечном итоге привести к утечке «точечного отверстия» или к трещине, расколу или разрыву трубопровода, если не устранить коррозию, не заменить поврежденный участок трубы или не снизить рабочее давление трубопровода.

    Если не лечить, некоторая внутренняя коррозия может ослабить трубу в месте ее возникновения и сделать трубу более восприимчивой к событиям избыточного давления, перемещению грунта и другим внешним воздействиям.Таким образом, внутренняя коррозия может иногда также увеличивать риск других типов отказов трубопроводов.

    Интенсивность отказов трубопроводов от внутренней коррозии

    Трубопроводы передачи и сбора. Исторически внутренняя коррозия является причиной примерно 60% всех происшествий на трубопроводах, вызванных коррозией. Например, за 5-летний период 2013-2017 гг. Примерно 12% происшествий на транспорте, сборе газа и трубопроводах с опасными жидкостями были вызваны внутренней коррозией.

    Трубопроводы распределения природного газа. За тот же пятилетний период (2013-2017 гг.) Менее 1/2 из 1% зарегистрированных инцидентов на распределительных трубопроводах природного газа были вызваны внутренней коррозией. Магистрали и технологические линии системы распределения природного газа работают при гораздо более низком давлении и обычно изготавливаются из неагрессивных материалов (например, пластика). Даже если газораспределительная линия сделана из стали, вероятность разрыва трубы мала из-за более низкого рабочего давления, и большинство внутренних повреждений, вызванных коррозией, приведет к утечкам.

    Что делается для предотвращения / уменьшения внутренней коррозии?

    • Современные процессы производства стальных труб и защитных внутренних покрытий должны соответствовать строгим стандартам изготовления, монтажа, инспекции и контроля качества, чтобы уменьшить возникновение дефектов труб и покрытий, которые могут привести к внутренней коррозии.
    • Операторы трубопроводов контролируют влажность и химический состав продуктов, транспортируемых по их трубопроводам (обычно, но не всегда возможно), чтобы предотвратить внутреннюю коррозию.
    • Операторы трубопроводов обычно запускают устройства, называемые «очистными скребками», через свои трубопроводы для удаления скоплений материалов, которые могут привести к внутренней коррозии.
    • Операторы трубопроводов также иногда вводят в трубопровод ингибиторы коррозии для предотвращения внутренней коррозии.
    • Эти профилактические меры регулярно проверяются и тестируются для поддержания их эффективности.
    • Федеральные правила безопасности трубопроводов требуют от операторов трубопроводов разрабатывать и внедрять программы управления целостностью, а также постоянно проверять и оценивать целостность трубопроводов, которые могут повлиять на участки с серьезными последствиями, такие как населенные пункты или экологически уязвимые районы.Операторы должны периодически проверять и оценивать свои трубопроводы на предмет внутренней коррозии и других проблем целостности, а также ремонтировать или заменять поврежденные трубы. Инспекции обычно выполняются с использованием одного или нескольких типов специальных инструментов для встроенного контроля (ILI), испытания гидростатическим давлением или процесса, называемого «прямой оценкой».

    Внутренняя коррозия: что еще можно сделать?

    • Общедоступный : Обратите внимание на трубопроводы, расположенные рядом с вами. Всегда соблюдайте полосу отвода трубопровода и следите за признаками повреждения трубопровода, утечки или проблем безопасности.Помните, что это может быть связано с вашей собственной безопасностью. Знайте телефонные номера в вашем районе и немедленно звоните оператору трубопровода и местным службам общественной безопасности, чтобы сообщить о любых проблемах с безопасностью трубопровода.
      • Следите за изменениями почвы и растительности вокруг трубопроводов. Это могут быть признаки утечки. Незамедлительно сообщайте оператору трубопровода об этих и возможных перемещениях грунта или других условиях, которые могут повлиять на трубопровод.
      • Отметить любую подозрительную активность, особенно на наземных объектах трубопроводов, таких как клапаны или насосные станции; немедленно сообщайте о таких действиях местным чиновникам службы общественной безопасности и оператору трубопровода.
      • Не копайте и не строите трубопровод на полосе отвода. Всегда звоните, чтобы найти и пометить подземные сооружения, прежде чем копать (наберите 811).
    • Отрасль : Операторы трубопроводов должны соблюдать действующие правила, руководства и стандарты для обеспечения целостности и безопасности своих трубопроводных объектов. Это включает оценку всех потенциальных угроз, которые могут повлиять на целостность их трубопроводов.
    • Регулирующие органы : PHMSA должна продолжить тесное сотрудничество и сотрудничество с другими организациями для обеспечения того, чтобы требования к управлению целостностью трубопроводов учитывали возникающие проблемы.Федеральные и государственные регулирующие органы по безопасности трубопроводов должны продолжать проверять программы управления целостностью операторов, чтобы убедиться, что они эффективно выявляют и оценивают потенциальные угрозы, включая внутреннюю коррозию, и своевременно проводят соответствующие мероприятия.

    Внутренняя коррозия: где я могу узнать больше?

    Дата редакции: 09242018

    Предотвращение внутренней коррозии трубопроводов нефтегазового промысла

    Трубопроводы для нефтяных и газовых месторождений обычно делятся на две категории: одна используется для транспортировки необработанной жидкости устья скважины, а другая используется для транспортировки очищенной жидкости.Трубопроводы используются для транспортировки однофазных или многофазных жидкостей. При разведке и добыче нефти и газа эти трубопроводы используются для подключения скважин сырой нефти и природного газа к технологическим объектам, транспортировки обработанных жидкостей с морских платформ на берег, а затем для обработки, транспортировки очищенной воды для нагнетания или для коммерческий перевод. Выход из строя трубопроводов может затруднить работу всего нефтегазового актива, поскольку транспортировка невозможна.Даже если морские и береговые объекты хорошо эксплуатируются и управляются, отказ трубопроводов может привести к остановке всех операций из-за нарушения связи.

    Ограничения при проектировании и строительстве

    Эти трубопроводы спроектированы с учетом исходных эксплуатационных требований. Материал конструкции подбирается в соответствии с этими требованиями. Часто спроектированный трубопровод не может выдерживать условий, отличных от условий, в которых он был первоначально спроектирован. Например, если трубопровод спроектирован для очищенного природного газа, у него могут возникнуть проблемы с коррозией, если его переключить на неочищенный природный газ.Прокладка подводных трубопроводов требует значительно больше времени и денег, чем прокладка сопоставимых наземных трубопроводов, из-за подводных работ и сезонных морских условий. Соответственно, оператор, занимающийся разведкой и добычей нефти и природного газа, прокладывает подводные трубопроводы только в соответствии с требованием, и в случае отказа может отсутствовать резервный трубопровод. Это также относится к наземным трубопроводам и технологическому оборудованию. Очевидно, что целостность трубопровода напрямую влияет на добычу сырой нефти и природного газа.На рисунке 1 показаны соответствующие категории трубопроводных сервисов и связанных действий.

    Меры предосторожности при эксплуатации

    Перед подачей сырой нефти, конденсата или природного газа в трубопровод рабочая группа должна убедиться, что транспортируемый материал соответствует проектным параметрам трубопровода. Если есть временные нарушения в работе; например, если природный газ может иметь чрезмерную влажность, влажный газ следует отводить, скажем, на факел, а не направлять влажный газ в трубопровод.Операционная группа должна постоянно контролировать рабочие параметры. Если параметры отличаются от проектных диапазонов, команда должна предпринять действия. В случае очищенного трубопровода для сырой нефти и конденсата, свободная вода и эмульгированная вода должны быть полностью удалены перед подачей продукта в трубопровод.

    Мониторинг внутренней коррозии

    Трубопроводы следует очищать скребками в соответствии с их графиком для осмотра, очистки и удаления осевших жидкостей из трубопровода.Данные мониторинга внутренней коррозии должны быть собраны с датчиков и купонов, и данные должны быть проанализированы. Флюид, входящий в трубопровод и выходящий из него, следует проверять на соответствие проектным параметрам. Если эти параметры приближаются к предельным значениям, тогда группа мониторинга коррозии должна проявлять бдительность и гарантировать, что оперативная группа предпримет немедленные действия для устранения проблемы. Растворенные газы, включая кислород, двуокись углерода (CO 2 ), сероводород (H 2 S) и количество железа в жидкостях в начальной и конечной точках, следует проверять периодически.Измерение остатка ингибитора коррозии в конце трубопровода даст представление о наличии химикатов по всей линии. Это может указывать на то, работает ли ингибитор коррозии на текущих уровнях или необходимо увеличить дозировку для лучшего ингибирования коррозии. В случае трубопровода, транспортирующего обезвоженный природный газ, необходимо проверить точку росы по воде, и эта температура точки росы по воде должна быть ниже температуры трубопровода. В противном случае конденсация воды может происходить в условиях подводной / подземной / региональной температуры и давления.Эта конденсация может вызвать главную коррозию трубопровода в положении 12:00.

    Мониторинг коррозии должен быть реализован для получения непрерывных и периодических данных в реальном времени.

    Онлайн-мониторинг

    Требуется испытание воды на коррозионную активность с помощью онлайн-оборудования и следующих методов, таких как линейное поляризационное сопротивление или спектроскопия электрохимического импеданса arh4. Обычно для получения реалистичных данных полезно использовать более одного метода.Это даст данные в реальном времени и укажет на коррозию в данный момент.

    Непрерывный мониторинг

    Сбор данных за определенный период времени необходим для определения уровня защиты трубопровода от коррозии для указанного интервала времени. Это дает обзор неудач программ защиты от коррозии за определенный период. Например, однажды химический насос не закачивает ингибитор коррозии. Это прерывание лечения может быть идентифицировано, а также может быть идентифицирован эффект (ы) отсутствия этой инъекции ингибитора.Для этого будут полезны регистраторы данных и многие недавно появившиеся инструменты и датчики.

    Периодический мониторинг

    Хотя описанные выше методы помогут определить скорость коррозии, этот периодический мониторинг (купоны, данные IP и т. Д.) Даст совокупную скорость коррозии за определенный период времени. Например, микробиологически обусловленная коррозия (MIC) не может быть идентифицирована с помощью онлайн-мониторинга. Купоны, интеллектуальная очистка скребков и другие недавно внедренные методы могут быть реализованы во время периодического мониторинга.

    Химическая обработка

    Химическая обработка — основное решение многих проблем внутренней коррозии трубопроводов. Ингибиторы коррозии могут быть адаптированы для воздействия на среду внутренней коррозии, включая фазы жидкости, рабочие условия, ожидаемые скорости потока и химические вариации продукта. Системы впрыска ингибиторов следует тщательно контролировать и обслуживать для оптимизации программы химической обработки. Эта система должна быть способна надежно вводить точные дозы все время и каждый раз.

    Трубопроводы в системе закачки воды должны быть обработаны поглотителями кислорода для удаления кислорода, ингибиторами образования накипи для предотвращения образования накипи и непрерывной закачкой ингибитора коррозии воды для предотвращения внутренней коррозии. Остатки ингибитора на конце трубопровода также должны быть проверены, чтобы подтвердить адекватность скорости ингибирования коррозии. Некоторые организмы образуют слизеподобные биопленки, которые могут защитить лежащие в основе микробы, вызывающие МПК. Когда присутствует слизь, биоцид может не достигнуть нижележащих организмов при прямом контакте со стенкой трубопровода.Во избежание образования слизи может потребоваться непрерывная инъекция первичного биоцида, такого как гипохлорит натрия (NaOOCl). Прерывистое дозирование биоцида может привести к образованию слизи, через которую последующие применения биоцида не смогут проникнуть, и тогда слой слизи может быть удален только скребковыми скребками.

    Иногда для предотвращения МПК необходимо периодическое шоковое введение двух типов биоцидов. Ударное дозирование следует проводить только после удаления имеющегося шлама скребками. Биоциды используются для уничтожения микроорганизмов в трубопроводах.По меньшей мере два биоцида можно использовать поочередно для лучших результатов и для уменьшения бактерий, вырабатывающих иммунитет к агентам. Биоциды можно вводить партиями в зависимости от требований. Эффективность биоцида можно проверить в лаборатории с помощью теста на уничтожение по времени.

    Например, если трубопровод дает большое количество бактерий, необходимо определить источник бактерий. Если на линии происходит образование бактерий, то обработка биоцидом (ами) в периодических процессах может решить проблему.Если образование происходит в сырье, некоторое предшествующее оборудование, например резервуар, является источником образования бактерий, и тогда требуется какая-то другая стратегия для смягчения проблемы.

    Трубопроводы для транспортировки очищенных жидкостей, обычно не подвергающиеся химической обработке, могут не требовать какой-либо химической обработки, если соблюдаются вышеупомянутые меры предосторожности при эксплуатации. Предложение химической обработки линии очищенных жидкостей требует дополнительных затрат и должно быть обосновано руководством.

    На рис. 2 показаны функции защиты от коррозии.

    Выводы

    Предотвращение внутренней коррозии трубопроводов для нагнетания сырой нефти, природного газа и воды включает в себя все вышеперечисленные шаги, которые оператор должен выполнять для обеспечения целостности трубопроводов нефтяных и газовых промыслов, которые необходимы для непрерывной добычи нефти и газа.

    Библиография

    A.W. Peabody’s Control of Pipeline Corrosion . 2-е изд.Р.Л. Бьянкетти, изд. Хьюстон, Техас: NACE International, 2001.

    Munger, C.G. Предотвращение коррозии с помощью защитных покрытий . 3-е изд. Л.Д. Винсент, изд. Хьюстон, Техас: NACE, 2014.

    Мурти, T.L.N. «Системный подход к предотвращению внутренней коррозии трубопроводов». МП 46, 12 (2007).

    Мурти, T.L.N. « C Мониторинг оррозии для предотвращения проблем с коррозией». Покрытие и коррозия J . Четвертый квартал (2007 г.).

    Мурти, Т.Л.Н. «Мониторинг химической обработки необходим для предотвращения внутренней коррозии». МП 53, 9 (2014).

    Мурти, T.L.N. «Практические проблемы мониторинга и предотвращения коррозии, вызванной микробиологическими факторами». МП 55, 12 (2016).

    Мурти, Тата. Л.Н. «Предотвращение внутренней коррозии подводных трубопроводов». Petroleum Africa (ноябрь-декабрь 2017 г.).

    Мурти, Тата Л.Н., «Предотвращение ошибок при мониторинге коррозии и химической обработке на объектах по добыче и переработке нефти и газа.”Институт коррозии, Великобритания Управление коррозией (ноябрь-декабрь 2016 г.).

    Мурти, T.L.N. «Предотвращение коррозии с использованием данных в реальном времени на нефтяных месторождениях». МП 57, 2 (2018).

    Роберж, стр. Основы коррозии: Введение . Хьюстон, Техас: NACE, 2006.

    Контроль коррозии в нефте- и газопроводах

    В Соединенных Штатах годовые затраты, связанные с повреждением элементов конструкции вследствие коррозии, превышают совокупные годовые затраты на стихийные бедствия, включая ураганы, штормы, наводнения, пожары и землетрясения (1).Аналогичные выводы были сделаны в исследованиях, проведенных в Великобритании, Германии и Японии.

    По данным Управления безопасности трубопроводов Министерства транспорта США, внутренняя коррозия вызвала примерно 15% всех зарегистрированных инцидентов, затрагивающих газотранспортные трубопроводы за последние несколько лет, что привело к ежегодным потерям в размере 3 миллионов долларов США в виде материального ущерба, а также несколько погибших. Необходимость управления и смягчения последствий коррозии быстро возрастает, поскольку материалы размещаются в более экстремальных условиях и выходят за рамки их первоначального расчетного срока службы.

    Типичные механизмы коррозии включают равномерную коррозию, коррозионное растрескивание под напряжением и точечную коррозию (Рисунок 1). Коррозионные повреждения и отказы не всегда учитываются при проектировании и строительстве многих инженерных систем. Даже если принять во внимание коррозию, непредвиденные изменения в окружающей среде, в которой работает конструкция, могут привести к неожиданному коррозионному повреждению. Более того, комбинированное воздействие коррозии и механического повреждения, а также материального ущерба, вызванного воздействием окружающей среды, может привести к неожиданным отказам из-за пониженной несущей способности конструкции.

    Рис. 1. Локальная коррозия в технологическом трубопроводе, например, в трубе из нержавеющей стали, показанной здесь, может привести к проникновению через стенку (вставка).

    Обеспечение долгосрочной и рентабельной целостности системы требует комплексного подхода, основанного на использовании инспекции, мониторинга, смягчения последствий, криминалистической оценки и прогнозирования. Проверки и мониторинг с использованием датчиков могут предоставить ценную информацию о прошлых и настоящих условиях воздействия, но, как правило, они не позволяют напрямую прогнозировать оставшийся срок службы.С другой стороны, тщательно проверенные компьютерные модели могут предсказать оставшийся срок службы; однако их точность сильно зависит от качества компьютерной модели и связанных с ней входных данных. Методы смягчения (предотвращения коррозии) и судебно-медицинская экспертиза играют ключевую роль в выборе, оценке и проектировании материалов. Все эти элементы контроля коррозии представляют собой давние области исследований и разработок в Southwest Research Institute® (SwRI®).

    Проверка трубопроводов
    Значительную часть многих трубопроводных систем невозможно проверить традиционными методами.Инструменты неразрушающего контроля (NDE) и проверки имеют решающее значение для оценки целостности трубопроводов. Традиционные методы неразрушающего контроля включают использование контрольно-измерительных приборов для трубопроводов (PIG), которые проходят через внутреннюю часть трубы и обнаруживают наличие механических повреждений или коррозии.

    Исследователи из SwRI разработали систему контроля для проверки трубопроводов, которая не может вместить традиционные свинцовые свиньи (рис. 2). Эта система использует удаленный полевой вихревой ток (RFEC) и была разработана для использования с роботом Carnegie Mellon Explorer II.Однако эту технологию можно адаптировать к другим транспортным механизмам. Система может расширяться для проверки трубопроводов диаметром 6-8 дюймов (150-200 мм). Плечи датчика убираются, чтобы приспособиться к ограничениям линии, таким как колена, тройники и задвижки.

    Рис. 2. Система RFEC для обследования неподкачиваемых трубопроводов.

    SwRI также разработала технологию волноводного контроля, которую можно использовать для проверки трубопроводов и других структурных компонентов, таких как трубы, стержни, кабели и плиты.В системе контроля магнитострикционного датчика (MsS) используются недорогие ленточные кабели и тонкие магнитострикционные полосы, которые прикрепляются к компоненту для проверки. Датчики, прикрепленные к трубе, могут соответствовать диапазону диаметров трубопровода, что является значительным преимуществом систем волноводного контроля, в которых используется массив пьезоэлектрических датчиков. Поскольку датчики имеют низкий профиль и относительно низкую стоимость, постоянная установка датчиков для выполнения мониторинга состояния конструкции является практическим вариантом.

    Коррозионная усталость
    Коррозия может ухудшить механическую целостность материала из-за химического воздействия. Например, было обнаружено, что присутствие сероводорода (h3S) снижает усталостную долговечность материалов морских райзеров примерно в 10 раз, а при наличии надреза (который действует как точка начала коррозионной усталости) усталостная прочность производительность может быть уменьшена в 100 раз. SwRI разработала специализированное испытательное оборудование для определения характеристик материалов трубопроводов в агрессивных средах.На рис. 3а показана сервогидравлическая силовая рама с специально разработанной испытательной ячейкой и резервными системами удержания h3S. Усталостные образцы на всю толщину (рис. 3b) изготавливаются из стояков для сохранения остаточных напряжений по всей толщине и фиксации сварных швов в соединенной трубе.

    SwRI недавно разработала установку для испытаний на коррозионную усталость при высоком давлении и высокой температуре (HPHT). На этом предприятии можно количественно оценить характер роста усталостных трещин, лежащих в основе материалов райзера в условиях HPHT h3S (и других агрессивных) (рис. 3c).Эта уникальная испытательная установка позволяет количественно определять взаимосвязанные механизмы коррозионной усталости и предоставлять данные для калибровки и проверки компьютерных моделей коррозионной усталости.

    Рис. 3: a) Сервогидравлическая силовая рама с испытанием на коррозионную усталость h3S; б) образец длиной один метр; c) испытание на коррозионную усталость при высоком давлении и высоких температурах.

    Испытания на воздействие коррозии
    По мере разработки новых материалов и изменения условий окружающей среды оценка характеристик материала из-за коррозии и коррозионного растрескивания под напряжением приобретает все большее значение.SwRI имеет хорошо зарекомендовавший себя центр испытаний на коррозию для проведения испытаний HPHT в чрезвычайно агрессивных средах. В большинстве случаев среда тестирования состоит из смоделированного процесса или разумного наихудшего сценария. Сюда входит определение воздействия h3S, CO2, кислорода и микробиологических организмов на коррозию / растрескивание материалов трубопроводов. Испытания соответствуют стандартам NACE, ASTM, API или ISO, и исследуемые материалы анализируются на предмет потери массы, локальной коррозии или коррозионного растрескивания под напряжением (SSC) / сульфидного растрескивания под напряжением (SSC).

    Сотрудники

    SwRI обладают большим опытом в разработке, создании и проведении специальных тестов для имитации определенной операции, не соответствующей стандартизированным методам. Одной из таких возможностей является воздействие окружающей среды на API 16C — гибкие системы дросселирования и глушения, который оценивает эффекты газопроницаемости, газовой декомпрессии и воздействия испытательной жидкости при номинальной температуре (рисунок 4).

    Рис. 4. Фотография испытания API 16C — гибкой линии дросселирования и глушения.

    Прогнозирование коррозии
    Компьютерное моделирование полезно для понимания механизмов внутренней коррозии, внешней коррозии и коррозионного растрескивания под напряжением, а также для прогнозирования коррозионных повреждений, отказов и наиболее вероятного места коррозии в нефте- и газопроводах. Эти прогнозы могут помочь в разработке практических рекомендаций, которые помогут трубопроводной отрасли уменьшить существующие или предотвратить будущие коррозионные повреждения.

    [встроенный: corr5.JPG]
    Рис. 5. Подход к многоуровневому моделированию.

    SwRI использует четырехэтапный многоуровневый подход (рис. 5). Первым шагом является разработка всеобъемлющих фундаментальных моделей, которые составляют основу подхода. Проверка модели по полевым и лабораторным данным выполняется на втором этапе, чтобы убедиться, что в модель встроены правильные физические данные. Чтобы упростить использование модели в практических приложениях, третий шаг — это разработка упрощенных моделей. На этом этапе идентифицируются регулирующие скорость переменные или группы переменных.Эти упрощенные модели содержат только необходимую физику и значения соответствующих входных данных для прогнозирования производительности системы. Конечная цель общего подхода к моделированию — шаг 4, разработка рекомендаций по практическому применению модели. Подход многоуровневого моделирования был успешно использован для нескольких недавних приложений:

    • Прогнозирование коррозии участков с отслоившимися покрытиями с эффектом потока и без него.
    • Разработка стандарта прямой оценки внутренней коррозии в сухом газе (ICDA), NACE SP 0206-2006.
    • Прогнозирование наиболее вероятных мест коррозии в длинном подземном трубопроводе из-за изменчивости высоты, характеристик потока и материалов.
    • Прогнозирование наиболее вероятных условий внутренней коррозии из-за изменчивости операций, нарушений качества газа и проникновения воды.

    Зондирование и мониторинг коррозии
    Хотя модели ICDA могут предоставлять общие рекомендации по определению того, когда должны проводиться внутренние проверки, неопределенность окружающей среды и материалов может привести к ситуациям, когда земляные работы выполняются без необходимости или вода существует, но не прогнозируется.В любом случае затраты, связанные с осмотром или отказом, могут быть значительными. Для решения этой проблемы были разработаны технологии обнаружения и мониторинга, позволяющие дистанционно исследовать внутреннюю коррозию трубопроводов.

    Беспроводной мобильный датчик, показанный на рис. 6, перемещается внутри газопровода, обнаруживая присутствие воды. Система обменивается данными через распределенную беспроводную сенсорную сеть. Корпус датчика представляет собой отлитый под давлением полимер, предназначенный для выдерживания высоких гидростатических сил и ударов по стенкам трубопровода при перемещении по трубе.Эта программа развивалась с использованием внутреннего финансирования IR&D как SwRI, так и Aginova, Inc.

    [inline: corr6a.JPG] [inline: corr6b.JPG] [inline: corr6c.JPG]
    Рис. 6: a) Беспроводной мобильный датчик для обнаружения воды в трубопроводах. б) Вид на внутреннее устройство датчика, включая микропроцессор и радиомодули. c) Датчик первого поколения перед использованием в трубопроводе.

    Зонд с многоэлектродной матрицей (MAS) идеально подходит для контроля скорости коррозии в технологических потоках.Множественные дискретные элементы или электроды используются для воспроизведения интересующего материала. Зонд MAS измеряет скорость коррозии, оценивая ток между соединенными электродами. Электроды могут изготавливаться из широкого диапазона сплавов и форм изделий. SwRI использовал этот метод для мониторинга коррозии различных материалов.

    Беспроводной мобильный датчик и датчик зонда MAS — это всего лишь два примера технологий обнаружения и мониторинга коррозии. SwRI разработала набор устройств для обнаружения и мониторинга коррозии.С помощью подобных инструментов можно избежать значительных затрат на осмотр и ремонт.

    Нанесение покрытий

    Нанесение покрытий на материалы можно эффективно использовать для защиты поверхностей компонентов от износа, эрозии и коррозии. Были изучены различные покрытия, включая металлы, керамику и полимеры. Также был разработан ряд методов осаждения. Одним из примеров является магнетронное распыление, когда покрытия Al-Ce-Co толщиной 20-30 мкм наносятся на сплавы Al и углеродистую сталь 1018, что достаточно для большинства применений, где возможны коррозия и эрозия.Поперечное сечение плакированного алюминием и наплавленного покрытия Al-Ce-Co показано на рисунках 7a и 7b соответственно. Микроструктурный анализ показывает, что при определенных условиях осаждения получаются аморфные / нанокристаллические структуры, которые показывают превосходную коррозионную стойкость в электрохимических испытаниях.

    [inline: corr7.JPG]
    Рис. 7. Поперечное сечение на сканирующем электронном микроскопе (a) алюминиевого покрытия и (b) аморфного покрытия AlCoCe

    Покрытия из алмазоподобного углерода (DLC) могут быть получены с использованием процесса иммерсионного ионного осаждения (PIID).Покрытия очень твердые и плотные, и их можно наносить на многие компоненты для повышения устойчивости к износу и эрозии. Фактически, SwRI недавно разработал метод нанесения DLC-покрытий на внутреннюю поверхность сегментов трубопровода.

    Нанокомпозитные покрытия на основе Ti-Si-C-N

    , нанесенные с использованием процесса плазменного усиленного магнетронного распыления (PEMS), показали высокую твердость (> 40 ГПа) и превосходную стойкость к эрозии и износу. Изначально PEMS был разработан для использования на лопатках и лопатках компрессора газовых турбин и лопатках паровых турбин против эрозии твердыми частицами и эрозии жидких капель и получил награду R&D 100 в 2009 году.

    Лабораторные испытания показали, что эрозионная стойкость этих покрытий может увеличить срок службы от нескольких до более чем 100 раз по сравнению с подложками без покрытия. Было показано, что коррозионная стойкость образцов с покрытием Ti-Si-C-N сравнима или лучше, чем у подложки из Ti-6Al-4V без покрытия, которая уже демонстрирует превосходную коррозионную стойкость.

    SwRI разработала набор решений по нанесению покрытий для решения ряда проблем эрозии, коррозии и износа.Как уже отмечалось, возможно крупномасштабное производство коррозионно-стойких покрытий с использованием методов вакуумного напыления (например, покрытий Al-Co-Ce и покрытий DLC). Для более жестких условий эксплуатации нанокомпозитные покрытия Ti-Si-C-N, нанесенные вакуумным напылением, успешно используются для защиты важных компонентов от эрозии, абразивного истирания и коррозионных повреждений.

    Судебно-медицинская экспертиза
    Хотя комплексная программа контроля коррозии, основанная на осмотре, мониторинге и прогнозировании моделей, может быть эффективным средством контроля коррозии трубопровода, неожиданные события или недокументированные изменения в условиях эксплуатации могут по-прежнему приводить к преждевременному выходу трубопровода из строя.Когда это происходит, важно провести тщательную судебно-медицинскую оценку сбоя, чтобы определить механизм сбоя и его основную причину. Выявив основную причину отказа, оператор трубопровода будет знать, было ли это результатом события или рабочего состояния, выходящего за рамки общих условий, включенных в программу контроля коррозии.

    Затем можно определить шаги для смягчения последствий будущих отказов путем исключения повторения события. Если такое событие не идентифицировано как основная причина отказа, результаты оценки могут быть полезны для определения необходимых изменений в программе контроля коррозии.Кроме того, деструктивные оценки, которые являются рутинной частью судебно-медицинской экспертизы, могут быть ценным инструментом для проверки эффективности программы контроля коррозии.

    Резюме
    Инфраструктура старения, возрастающие требования к производительности, стоимость и безопасность — все это приводит к необходимости более комплексного контроля коррозии. Экспериментальные оценки материалов в экстремальных условиях всегда будут играть решающую роль в выборе материалов и проектировании.В последнее время роль компьютерного моделирования становится все более заметной. По мере того как наше понимание фундаментальных механизмов воздействия окружающей среды на материалы улучшается, наша способность моделировать эти фундаментальные механизмы и прогнозировать целостность сложных структур и систем возрастает.

    Эти модели, однако, требуют информации относительно начальных условий, условий эксплуатации, калибровки и, что наиболее важно, подтверждения прогнозов. Инструменты проверки, датчики и системы мониторинга предоставляют ключевую информацию, но сами по себе они не могут дать оценку будущей производительности.Путем совмещения проверки, мониторинга, смягчения последствий, судебно-медицинской оценки и прогнозирования может быть реализована комплексная программа контроля коррозии. Затем можно разработать последующие корректирующие действия, чтобы противодействовать эффектам коррозии, тем самым помогая гарантировать целостность стареющих систем.

    Выражение признательности
    Авторы выражают признательность за исследовательское сотрудничество и техническую поддержку сотрудникам SwRI доктора Стивена Худака (целостность материалов и компонентов), доктора Хегеона Квуна и Гэри Буркхардта (штатные ученые, сенсорные системы и неразрушающая оценка), доктора .Жунхуа Вэй (поверхностная инженерия и химия материалов), д-р. Марта Якаб и Густаво Васкес (Экологические характеристики материалов) и Стивен Клей (Экологические характеристики материалов). Авторы также выражают признательность доктору Ашоку Сабате, Aginova Inc.

    за вклад.

    Ссылки
    1. G.H. Кох; Brongers, M.P.H .; Thompson, N.G ​​.; Вирмани, Ю.П .; и Пайер, Дж. Х., «Расходы на коррозию и превентивные стратегии в Соединенных Штатах», FWHA-RD-01-156, Министерство транспорта США, Федеральное управление автомобильных дорог (2002).

    Внутреннее покрытие трубы | Shawcor

    Максимальное повышение эффективности потока для трубопроводов по всему миру

    Услуги Shawcor по внутреннему покрытию труб обеспечивают эффективность потока и защиту от коррозии для трубопроводов природного газа, воды, токопроводящих и производственных трубопроводов. От полиуретана до покрытия FBE, мы выделяемся среди компаний по внутреннему покрытию труб своими комплексными решениями.

    SureFlo ™ FEC

    SureFlo ™ FEC — это тонкопленочное эпоксидное покрытие, наносимое на трубопроводы природного газа для сглаживания внутренней поверхности трубы для улучшения потока.

    SureFlo ™ CML

    SureFlo ™ Cement Mortar Lining (CML) представляет собой наносимое центробежным способом непрерывное покрытие из плотного портландцементного раствора с гладкой и однородной поверхностью. Этот продукт обеспечивает экономичную защиту от внутренней коррозии и абразивного износа для нефтепромысловых труб и трубопроводов.

    SureFlo ™ SF

    SureFlo ™ SF — это тонкопленочное эпоксидное покрытие, наносимое на трубопроводы природного газа для сглаживания внутренней поверхности трубы для улучшения потока. SureFlo SF не содержит растворителей и соответствует строгим экологическим нормам.

    SureFlo ™ FBE

    Внутренняя футеровка FBE Flow Efficiency

    SureFlo ™ FBE — это эпоксидная футеровка, наносимая на заводе, для стальных труб, где для газопровода требуется гладкая поверхность и максимальный поток.

    WaterGuard ™ PU

    WaterGuard ™ PU — это двухкомпонентная жесткая полиуретановая защитная футеровка, состоящая из 100% твердых веществ, не содержащая растворителей, специально разработанная для обеспечения устойчивости к коррозии и истиранию для долгосрочной защиты водопроводов. Он соответствует стандартам NSF / ANSI 61 (питьевая вода) и AWWA C222.

    WaterGuard ™ LE

    WaterGuard ™ LE — это двухкомпонентная, не содержащая растворителей, толстослойная эпоксидная футеровка со 100-процентным содержанием твердых частиц, используемая для защиты от коррозии внутренних поверхностей стальных труб.Доступны различные варианты материалов для применений, включая питьевую и промысловую воду, технологическую воду, сточные воды, соленую воду, сточные воды, сырую нефть и белые масла.

    Tubekote®

    Жидкое или порошковое покрытие для труб OCTG и трубопроводов

    Это внутреннее покрытие по лицензии Tuboscope (лицензия для Южной Америки, за исключением Бразилии) наносится в жидкой или порошковой форме на стальные трубы, используемые для добычи и транспортировки нефти, газа, воды, промышленных и агрессивных жидкостей и т. Д.Он особенно полезен в добывающих и проводящих трубопроводах и в инструментах для бурения нефтяных месторождений (бурильные трубы, насосные штанги, пакеры, насосы, насосно-компрессорные трубы, обсадные трубы и т. Д.), Где вероятны проблемы с коррозией и парафиновые отложения, а также в специальных соединениях для защиты сварных швов. суставы. Свойства Tubekote обеспечивают дополнительное преимущество в улучшении потока технологических жидкостей.

    Соединительные системы Tubekote ™ предлагают:

    • Защита от внутренней коррозии трубопроводов и стального инструмента
    • Улучшение гидравлического состояния насосно-компрессорных труб, обсадных труб, трубопроводов для добычи и транспортировки нефти и других продуктов
    • Состав для различных температур и характеристик жидкости

    Внутренняя коррозия трубопроводов сухого газа при авариях | NACE CORROSION

    РЕФЕРАТ

    Компьютерная программа была разработана с целью оценки скорости коррозии и соответствующего риска при эксплуатации трубопроводов сухого газа в условиях, при которых могут произойти нарушения.Здесь нарушение рассматривается как событие, которое может вызвать присутствие агрессивной жидкой воды в некоторой части трубопровода в течение определенного периода времени. Программа основана на моделировании физических процессов конденсации воды, переноса воды и последующего испарения к концу периода возмущений. Моделирование также включает водопоглощение твердыми частицами, присутствующими в трубопроводе. Скорость коррозии определяется количественно с использованием хорошо известной модели коррозии CO2. Также можно моделировать срывы в одной ветви системы трубопроводов.Программа предназначена для использования в качестве инструмента проверки, который может помочь в планировании программы проверки.

    Газопроводы обычно не подвержены внутренней коррозии, потому что содержание воды в газе слишком низкое для образования коррозионной водной фазы. Статистические данные показывают, однако, что на внутреннюю коррозию приходится более 10% зарегистрированных отказов магистральных трубопроводов 1. Это означает, что коррозионная вода действительно иногда попадает в некоторые из трубопроводов, что, скорее всего, является результатом нарушения работы газоперерабатывающего завода, приводящего к подача газа с содержанием воды больше указанного.

    Чтобы уменьшить количество аварий, вызванных внутренней коррозией, можно применять методы контроля коррозии, мониторинга коррозии или проверки критических частей трубопровода. Применение таких методов влияет на стоимость, и существует очевидная потребность в возможности идентифицировать трубопроводы и места на трубопроводах с наибольшей вероятностью отказа. Вероятность выхода из строя связана как с внутренней коррозионной активностью, так и с состоянием трубы. Внутреннюю коррозионную активность можно предсказать по моделям коррозии.Основная проблема заключается в том, что практически отсутствуют методы оценки профилей коррозии и скорости коррозии в трубопроводах, по которым идет «сухой» газ, на основе существующих моделей и знаний о коррозии. На этом фоне Комитет по коррозии и инспекциям PRCI (~), спонсируемый GRI (2), решил инициировать проект со следующим объемом:

    Установить методологию и соответствующую компьютерную программу, которая может прогнозировать внутреннюю эрозионную активность из-за сбоев в обычно сухой газопровод, и вероятность отказа трубопровода, связанная с эоррозионной активностью.

    Такую компьютерную программу можно использовать в качестве инструмента, который может помочь в принятии решений относительно необходимости проверки и оптимальных мест для проверки.

    В данной статье основное внимание уделяется аспектам моделирования коррозии, а не вероятности отказа. Следует также отметить, что разработка модели коррозии в основном основывалась на существующей модели коррозии с поправочными коэффициентами для смачивания водой и частоты отказов. Коэффициенты увлажнения были разработаны на основе физических законов и технических знаний, связанных с водопоглощением, конденсацией воды, переносом воды в трубах и испарением воды.При разработке модели не использовался полевой опыт. В рамках настоящего проекта не было предпринято никаких попыток проверить предсказания модели на основе полевого опыта.

    МОНИТОРИНГ ВНУТРЕННЕЙ КОРРОЗИИ В ТРУБОПРОВОДАХ ПРИРОДНОГО ГАЗА | Мировой нефтяной конгресс (WPC)

    Abstract

    Использование природного газа в качестве топлива было привлекательной альтернативой как с экономической, так и с экологической точки зрения. Трубопроводы природного газа обычно показывают низкую скорость внутренней коррозии.Сероводород, диоксид углерода, вода и другие загрязнители удаляются до определенных пределов на этапе обработки, чтобы гарантировать качество и безопасное использование природного газа потребителями. Тем не менее, присутствие загрязнителей, растворенных в конденсированной воде, может привести к процессам внутренней коррозии (ICP), производственным потерям и повреждению оборудования. Для оценки ICP было тщательно изучено и усовершенствовано использование методов мониторинга коррозии. Датчики электрического сопротивления и купоны для снижения веса успешно используются, устанавливаются в определенных точках трубопроводов, где наиболее вероятна коррозия, для контроля за развитием коррозии.

    Ожидается, что скорость коррозии будет выше в нижней части линии (положение BOL-шесть часов), где конденсированная вода течет самотеком. Но в зависимости от скорости газа могут встречаться разные схемы потока, а также обнаруживается верхняя часть линии (положение TOL-двенадцать часов). Когда скорость газа высока, картина течения обычно кольцевая. При очень высоких скоростях и низком содержании жидкости может быть получен поток тумана. Стратифицированный чаще встречается при более низких скоростях газа. В этой работе представлены первый подход и результаты мониторинга внутренней коррозии в конкретном бразильском газопроводе с использованием датчиков электрического сопротивления, размещенных на трех выбранных участках допуска на расстояние 357 км, сталь API 5LX 65, трубопровод природного газа номинальным диаметром 16 дюймов.

    Внутренняя коррозия Природный газ является безопасным, экономичным, нетоксичным продуктом, а его физические и химические свойства позволяют использовать его в качестве топлива высокого качества без примесей, таких как CO2, h3S, вода и кислород. Присутствие этих соединений в природном газе не только снижает рекуперацию энергии и производственные потери, но может вызывать процессы внутренней коррозии, что может привести к повреждению оборудования и даже несчастным случаям. Эти процессы происходят, когда остаточная вода даже в низких пределах спецификации конденсируется внутри трубопроводов.Загрязняющие газы имеют тенденцию растворяться в относительно застойных областях BOL, образуя локализованную кислотную зону. При контакте с металлом может возникнуть ВЧД. Чтобы попытаться понять эффекты, вызванные возможным присутствием загрязняющих веществ в природном газе, датчики электрического сопротивления обычно вставляются в выбранные точки трубопровода природного газа, в которых ожидается конденсация воды. Электрические измерения преобразуются в скорость коррозии, что позволяет оценить процессы внутренней коррозии.

    Ожидается, что вода будет конденсироваться в нижних частях трубопровода

    Что коррозия делает с нефте- и газопроводами

    Трубопровод по-прежнему считается среди экспертов самым безопасным и надежным средством транспортировки таких ресурсов, как нефть и газ. Однако, каким бы безопасным это ни было, угроза разрывов и отказов по-прежнему сильно влияет на умы тех, кто поддерживает и строит эти сети. По трубопроводу мелких проблем нет. Даже небольшая поломка может привести к огромному и дорогостоящему ремонту и повреждению окружающей среды, причем почти всегда виной всему является коррозия.

    Давайте посмотрим, как начинается коррозия внутри и снаружи трубопровода.

    То, что находится внутри, имеет значение

    Сырая нефть, тяжелая или легкая, не представляет большой проблемы, когда речь идет о внутренней коррозии трубопроводов. Фактически, само масло обладает многими антикоррозийными свойствами.

    Однако следовые количества воды, серы и отложений, содержащихся в сырой нефти, — это совсем другое дело. Из-за разницы в плотности эти мелкие частицы и капли могут выпасть из потока и начать собираться на дне трубопровода в течение длительного периода времени.Как только эта влага коснется любой оголенной стали, она может начать повреждать внутреннюю часть трубы в виде микробной коррозии или коррозии под отложениями.

    Тепло также может быть фактором износа стенок трубопровода. Чем горячее масло, тем лучше он течет, поэтому большинство трубопроводов изолированы, чтобы поддерживать высокую температуру его содержимого. Однако это тепло может также привести к истончению внутренних стен. Это может помочь коррозии найти точку опоры внутри трубы или усугубить существующую коррозию.

    Как видите, внутренняя коррозия нефтепровода — это не столько вопрос «случится ли», сколько «когда». Именно это и происходит внутри трубы.

    Красивый и защищенный снаружи

    Наружную коррозию нефте- и газопроводов защитить не так сложно, как от внутренней. Однако это не делает менее важным мониторинг, особенно с учетом того, что более 2,5 миллионов миль трубопроводов подвергаются воздействию элементов каждый божий день.

    Это правда, что на наружную поверхность нефтегазопровода нанесено защитное покрытие, предотвращающее коррозию и повышающее эстетический вид. Однако большая часть эксплуатируемой сегодня сети устарела, и эти трубы все еще имеют первоначальное покрытие, которое они получили десять, двадцать, даже тридцать или более лет назад. Эти старые покрытия могут трескаться и изнашиваться, поскольку условия окружающей среды снижают их эффективность, открывая канал для воды, которая вступает в контакт со сталью и начинает наносить ей коррозионные повреждения.

    Предотвращение коррозии трубопроводов начинается с вас

    Обеспечение защиты линии от опасностей коррозии и быстрое устранение ее при обнаружении должно быть главным приоритетом любого проекта трубопровода.

    Добавить комментарий

    Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *