Расчетное давление и рабочее давление трубопровода: NormaCS ~ Ответы экспертов ~ Рабочее и расчетное давление по ГОСТ 14202-69

Что такое рабочее давление трубопровода

Давления условные, рабочие и пробные

С повышением температуры среды, протекающей по трубопроводу, механическая прочность деталей трубопровода понижается, причем для деталей, изготовленных из чугуна, — при температуре среды свыше 120°С, а из сталей — свыше 200°С. Поэтому в случае превышения указанных температур длительная работа допускается только с определенным давлением, выбранным в зависимости от температуры протекающей среды.

Для характеристики прочности деталей и арматуры трубопроводов введены понятия условного, рабочего и пробного давлений. ГОСТ 356-68.

Под условным давлением р_упонимается наибольшее избыточное рабочее давление при температуре среды 20°С. при котором обеспечивается длительная работа арматуры и соединительных частей.

Под рабочим давлением р_рабпонимается наибольшее избыточное давление, при котором обеспечивается длительная работа арматуры и соединительных частей трубопровода при рабочей температуре среды.

Под пробным давлением р_пр понимается избыточное давление, при котором арматура и соединительные части трубопроводов должны подвергаться гидравлическому испытанию на прочность и плотность материала водой при температуре не выше 100°С. Арматура и соединительные части трубопроводов изготавливаются на следующие условные давления: 0,1; 0,25; 0,4; 0,6; 1,0; 1.6; 2,5; 4,0; 8,0; 10,0; 16,0; 20,0; 25,0; 32,0; 40,0; 50,0; 64,0; 80,0 и 100,0 МПа.

Условные давления служат для выбора материала и конструкции трубопровода в зависимости от давления и температуры протекающей среды и положены в основу при стандартизации деталей трубопроводов.

В зависимости от материала, из которого изготовлены корпуса арматуры, а также давления и температуры среды для изделий вводятся дополнительные обозначения. Арматура, изготовленная из углеродистых сталей на условное давление 10,0 МПа, имеет обозначение р_у10,0; на рабочее давление 16,0 МПа— р_раб 16,0; на пробное давление 25.0 МПа — р_пр 25,0.

Соответственно арматура, изготовленная из хромомолибденной стали, будет иметь обозначения: р_у 10,0ХМФ, р_раб 16,0ХМФ и р_пр 25,0 ХМФ.

Арматура, изготовленная из чугуна на условное давление 2,5 рабочее 2,0 и пробное 3,6 МПа, маркируется: р_у 2,5ч, р_раб 2,0ч и р_пр 3,8 ч и бронзы р_у 2,5 ц, р_раб 2,0 ц и р_пр 3,8 ц.

Арматура, изготовленная на рабочее давление 25,0 МПа и температуру 400°С, маркируется: р_у 25,0 400. Обычно заводом-изготовителем выплавляются и выдавливаются на корпусах значения на условных давлений, рабочих давлений и температур и пробках давлений. На арматуре, изготовленной из чугуна, наплавляется во время отливки только значение условного давления.

Значения рабочих давлений для арматуры, изготовленной из стали, чугуна и бронзы для принятых условных давлений в зависимости от температуры протекающей среды приведены в ГОСТ 356-68.

Рабочее давление для промежуточных значений температуры среды определяется линейной интерполяцией между ближайшими значениями, приведенными в ГОСТ 356-68.

ГОСТ 356-68 устанавливает, что подобное Давление равно :

При давлении менее 0,1 МПа р_пр = р_раб + 0,1 МПа, При вакууме р_пр = 0,15 МПа.

«. 4. Давление рабочее – максимальное избыточное давление на входе в элемент, определяемое по рабочему давлению трубопровода с учетом сопротивления и гидростатического давления. По величине рабочего давления в элементе трубопровода следует определять область применения материала. «

Постановление Госатомнадзора РФ N 3, Госгортехнадзора РФ N 100 от 19.06.2003 «Об утверждении и введении в действие федеральных норм и правил в области использования атомной энергии «Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды для объектов использования атомной энергии. НП-045-03» (Зарегистрировано в Минюсте РФ 10.07.2003 N 4885)

Вопросы по условному давлению трубопровода.

1) Может ли быть величина расчетного давления трубопровода выше условного.

2) Как рассчитать условное давление трубопровода для трубы стальной Ø114х10мм Сталь 09Г2С, ГОСТ 8732-78 с покрытием 2У1, ТУ 1390-001-67740692-2010.

В вопросе содержатся некорректные формулировки, так как нормативными документами не предусмотрена классификация и расчёты технологических трубопроводов на условное давление.

Кроме того, в целях гармонизации отечественного нормативного законодательства с международными стандартами, с 2011 года понятие «условное давление» заменено на «номинальное давление».

Основной технической характеристикой технологического трубопровода является «расчётное давление» (см. Таблицу 5.1 и Приложение М (паспорт трубопровода) ГОСТ 32569-2013 «Трубопроводы технологические стальные. Требования к устройству и эксплуатации на взрывопожарооопасных и химически опасных производствах», а также Приложение 3 и Приложение 2 Руководства по безопасности ‘Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов’)

Пункты 3.1.3-3.1.7 ГОСТ 32569-2013 гласят:

«3.1.3 давление номинальное; PN: Наибольшее избыточное давление при температуре рабочей среды 20 °С, выбранное из стандартного ряда давлений, при котором обеспечивается заданный срок службы арматуры и деталей трубопровода, с учетом выбранного материала и характеристик прочности, соответствующих температуре 20 °»

«3.1.4 давление пробное: Избыточное давление, при котором проводится испытание трубопровода и его элементов на прочность и плотность (МПа, кгс/см2).

3.1.5 давление рабочее; Рр: Максимальное внутреннее избыточное или наружное давление, возникающее при нормальном протекании рабочего процесса (МПа, кгс/см2).

3.1.6 давление разрешенное; Рраз: Максимально допустимое избыточное давление элемента трубопровода, установленное по результатам освидетельствования или диагностирования (МПа, кгс/см2).

3.1.7 давление расчетное; Р: Давление, на которое проводится расчет на прочность, определяемое автором технологической части проекта согласно пункта 4.6 (МПа, кгс/см2).»

Пункт 4.6 ГОСТ 32569-2013 гласит:

«За расчетное давление в трубопроводе принимают:

• наибольшее расчетное (разрешенное) давление для аппаратов, с которыми соединен трубопровод;
• для напорных трубопроводов (после насосов, компрессоров, газодувок) – максимальное давление, развиваемое центробежной машиной при закрытой задвижке со стороны нагнетания; а для поршневых машин – давление срабатывания предохранительного клапана арматуры, установленного на источнике давления;
• в системах трубопроводов, защищенных предохранительными клапанами, – максимально возможное рабочее давление, возникающее при отклонении от нормального технологического режима и определяемое технологической частью проекта, с учетом противодавления при сбросе. Допускается кратковременное превышение расчетного давления при работе клапана в пределах 10 %;
• другое возможное давление, которое в сочетании с соответствующей температурой может потребовать большую толщину стенки.

Документом, устанавливающим требования к определению толщины стенки труб и соединительных деталей трубопровода под действием внутреннего избыточного и наружного давления, а также методы расчета на прочность и устойчивость технологических трубопроводов является ГОСТ 32388-2013 «Трубопроводы технологические. Нормы и методы расчета на прочность, вибрацию и сейсмические воздействия.»

Пункт 4.4 ГОСТ 32569-2013 гласит:

«Для труб, арматуры и соединительных частей трубопроводов номинальные давления PN и соответствующие им пробные Рпр, а также рабочие Рр давления определяют по ГОСТ 356-80 «Арматура и детали трубопроводов. Давления номинальные, пробные и рабочие»

Ошибка 404: страница не найдена!

Гидравлические испытания трубопроводов — акт гидравлических испытаний и другие особенности

Процесс проведения гидравлических испытаний

После соответствующей подготовки и осмотра системы, начинаются испытательные мероприятия, во время которых:

• Подключается гидравлическое оборудование и устанавливаются манометры;




• Система заполняется водой минимум +5оС. При этом воздушники должны находится в открытом состоянии, пока не покажется вода. Появление жидкости говорит об удалении всего воздуха из коммуникации. Для максимального выдавливания воздуха вода должна подаваться в наиболее низком месте системы.




• Во время заполнения магистрали жидкостью проверяются соединения с целью определения течи через негерметичные участки.




• Увеличивается напор и начинается тестирование трубопроводной сети. Время гидравлического испытания – минимум 5 минут.




• Давление плавно уменьшается до рабочих параметров.




• Вода сливается из коммуникации, после чего отсоединяется оборудование.

Считается, что испытания прошли успешно, если показания манометра остались неизменными, а в местах соединений и стыковки не наблюдается течи. В случае неудовлетворительных результатов, выполняется устранение погрешностей, после чего трубопроводная сеть подвергается повторному тестированию.

Показатели давления при тестировании на прочность устанавливаются проектной документацией и в зависимости от материала труб должны равняться:

Что касается проверки наружных коммуникаций, то тестирование напорных магистралей, которые прокладываются в траншеях, проводится дважды. Первичные испытания выполняются до засыпания и фиксирования арматуры, повторные – после установки клапанов-предохранителей и гидрантов (монтируются на водопроводах).

Если испытательные мероприятия предстоит выполнять при минусовых температурах, то нужно позаботиться о том, чтобы вода в системе не замёрзла, в первую очередь это касается спускных каналов. В подобных ситуациях используется раствор хлористого кальция, который добавляется в воду, или предварительный прогрев.

Таблица номинальных давлений PN/Ру. Давления условные или номинальные определяются ГОСТом 26349 «Соединения трубопроводов и арматура. Давления номинальные. Ряды». «Единица давления» PN

Определения MAWP, MAP, MOP, расчетного давления, давления гидроиспытаний, давления разрыва, рабочего давления и др.

Максимально допустимое рабочее давление (MAWP) — максимальное манометрическое давление, допустимое в верхней части оборудования в рабочем положении в течение назначенная температура (например, максимальное давление, с которым может справиться самый слабый компонент системы). Примечание: максимально допустимое рабочее давление является основой для настройки давления устройств сброса давления, которые защищают оборудование.

Максимально допустимое давление (MAP) или Максимально допустимое рабочее давление (MAOP) — максимальное давление, при котором может работать оборудование; Другими словами, это максимальное давление в новом и холодном состоянии оборудования.

Максимальное рабочее давление (MOP) — максимальное рабочее давление — это максимальное давление, при котором оборудование может работать ниже уровня аварийного сигнала высокого давления или отключения, или 95% МДРД, в зависимости от того, что ниже.

Давление разрыва — Давление разрыва — это максимальное внутреннее давление, которое компонент, находящийся под давлением, такой как трубопровод, соединение или трубка, может выдержать до разрыва или «разрыва». Когда максимальное внутреннее давление превышает давление разрыва, труба треснет, протечет, взорвется.

Расчетное давление — максимальное давление, которому может подвергаться система, и устанавливает предохранительный клапан системы на такое же давление. Оно должно быть ниже МДРД и в соответствии со стандартами компании может варьироваться от 10% до 25% выше максимального рабочего давления системы.Максимальное рабочее давление — это обычно высокое давление срабатывания системы.

Давление гидроиспытаний — давление гидроиспытаний — это необходимое давление, при котором находящиеся под давлением системы, такие как сосуды, трубопроводы, водопровод, газовые баллоны, котлы, резервуары, могут быть испытаны на прочность и герметичность. Давление гидроиспытаний, как правило, составляет 1,5 * (расчетное давление). Код ASME дает подробное руководство с формулами для расчета давления гидроиспытаний на основе отношения напряжений.

Испытательное давление (избыточное давление) — максимальное давление, которое может быть приложено к находящемуся под давлением компоненту без изменения качества по сравнению с исходной спецификацией.После сброса внутреннего давления компонент, находящийся под давлением, вернется в исходное состояние, если давление ниже допустимого предела давления.

Давление сброса (обычно в предохранительном клапане, PRV, PSV) — предварительно установленное давление для защиты или управления системой / компонентом под давлением во время события избыточного давления из-за отказа прибора или оборудования или пожара.

Скачок давления (скачок давления или гидравлический удар) — происходит, когда скорость жидкости в трубопроводной системе внезапно изменяется из-за быстрого открытия или закрытия клапана.Это приведет к внезапному изменению давления, которое создает ударную волну в стенках трубопровода и фитингах и может вызвать сильную вибрацию и разрыв трубопровода.

Целевое давление — целевое давление для любого конкретного оборудования, находящегося под давлением, должно быть установлено равным проектному рабочему давлению, которое обычно на 10-25% ниже проектного давления. См. Рабочее давление в сравнении с расчетным давлением.

Рабочее давление (безопасное рабочее давление) — внутреннее давление компонента под давлением в рабочем диапазоне условий, обычно называемом диапазоном давления.

Раздел правил | PHMSA

Раздел § 192.621: Максимально допустимое рабочее давление: Системы распределения высокого давления

Ниже представлены доступные интерпретации для данного раздела. Чтобы вернуться к списку деталей, используйте ссылку Детали выше. Меню слева предоставляет полный список разделов, которые имеют интерпретации. Чтобы просмотреть интерпретации для другого раздела, щелкните элемент меню.

С текстом регламента раздела можно ознакомиться на сайте еКФР.Чтобы просмотреть текст правил, воспользуйтесь ссылкой ниже. Для получения помощи отправьте электронное письмо по адресу [email protected].
Просмотреть правила для части 192

Какое номинальное давление, рабочее давление и расчетное давление стальной трубы

Номинальное давление, рабочее давление и расчетное давление стальных труб различаются, прочтите эту статью, и вы узнаете разницу между ними.

Что такое номинальное давление PN (МПа)?

Контрольное значение, относящееся к несущей способности компонента воздуховода, представляет собой заданное расчетное давление, относящееся к механической прочности компонента воздуховода. Номинальное давление обычно выражается как PN.

(1) номинальное давление — прочность изделия на сжатие при эталонной температуре, выраженная PN, единица измерения: МПа.

(2) эталонная температура: эталонная температура зависит от материала.Например, эталонная температура стали 250 ° C.

(3) номинальное давление 1,0 МПа, обозначается как: PN 1,0 МПа

Что такое Pt рабочего стресса?

Это относится к максимальному давлению, установленному в соответствии с максимальной рабочей температурой на всех уровнях конвейерной среды для обеспечения безопасности работы трубопроводной системы. Рабочее давление обычно выражается как Pt.

Трубы стальные бесшовные ASTM A312 TP316L

Какое расчетное давление Pe?

Относится к максимальному мгновенному давлению системы водопровода, действующему на внутреннюю стенку трубы.Обычно используется сумма рабочего давления и остаточного давления гидроудара. Расчетное давление обычно выражается как Pe.

What is t est pressure Ps ?

Давление, при котором труба, сосуд или оборудование должны быть испытаны на прочность на сжатие и герметичность. Испытательное давление обычно обозначается Ps.

ASME B16.9 ASTM A234 WPB Колено с длинным радиусом 45 градусов и 90 градусов

Взаимосвязь между PN , Pt и Pe

Номинальное давление фланца сосуда высокого давления обычно делится на 7 классов, а именно 0,25, 0,60, 1,00, 1,60, 2,50, 4,00 и 6,40 МПа.

Pe = 1,5 × Pt.

Pt получается из гидравлического расчета трубопроводной сети.1 МПа = 10 бар = 10,2 кг / см2 = 100 Н / см2

Ps> PN> Pe> Pt

Как профессиональный поставщик трубопроводов, мы можем поставить стальные трубы, фитинги и фланцы различных спецификаций, стандартов и материалов. Если вы хотите узнать больше о нашей продукции, свяжитесь с нами.

Расчет гидростатического давления для сосудов под давлением и трубопроводов

Что означает давление:

Давление — это сила, действующая на поверхность на единицу площади.

Единица измерения давления — Паскаль или Н / м2.

Условия давления, используемые в сосудах и трубопроводах под давлением:

1. Рабочее давление
2. Расчетное давление
3. Максимально допустимое рабочее давление
4. Давление гидроиспытаний

Рабочее давление:

Давление, необходимое для процесса, обслуживаемого судном, на котором обычно эксплуатируется судно. Его также можно назвать нормальным рабочим давлением.

Расчетное давление:

Давление, используемое при проектировании сосуда высокого давления или трубопроводной системы.Это давление называется расчетным давлением. Рекомендуется проектировать сосуд и его части на более высокое давление, чем рабочее давление. Рекомендуется всегда использовать расчетное давление, которое должно быть на 30 фунтов на кв. дюйм или 10% выше рабочего давления.

Максимально допустимое рабочее давление (МДРД):

Внутреннее давление, при котором самый слабый элемент сосуда нагружается до предельно допустимой точки, когда предполагается, что сосуд находится в корродированном состоянии при дефекте заданной температуры при нормальных условиях рабочее положение вверху и под действием других нагрузок, таких как ветровая нагрузка, внешнее давление, гидростатическое давление и т. д.которые являются дополнительными к внутреннему давлению.

Если расчет МДРД не выполнен, в качестве Максимально допустимого рабочего давления можно использовать расчетное давление.

Как правило, многие пользователи и производители сосудов высокого давления ограничивают максимально допустимое рабочее давление головкой или кожухом, а не маленькими элементами, такими как фланцы.

Новый и холодный термин Максимально допустимое рабочее давление, очень часто используемый при производстве сосудов высокого давления.Он означает, что давление, при котором самый слабый элемент сосуда нагружается до предельно допустимой точки, когда сосуд не корродирован (новый) и температура не влияет его прочность при комнатной температуре (холод) и другие условия не должны приниматься во внимание.

Гидростатическое давление:

Гидроиспытание — это метод, при котором трубы, сосуды высокого давления, газовые баллоны, резервуары испытываются при требуемом расчетном давлении системы или трубопроводов или резервуара для проверки герметичности и прочности.

Расчет гидростатического давления для сосуда под давлением:

Не менее

Гидростатическое давление = 1,3 x максимально допустимое рабочее давление или МДРД.

Когда расчет максимально допустимого рабочего давления или МДРД не выполнен, мы использовали расчетное давление вместо МДРД.

Гидростатическое давление = 1,3 х расчетное давление.

если значение напряжения материала корпуса при проектной температуре меньше, чем значение напряжения при температуре испытания, то гидростатическое давление должно увеличиваться пропорционально.

Итак,

Гидростатическое давление = 1,3 x МДРД или расчетное давление x (значение напряжения при температуре испытания / значение напряжения при расчетной температуре).

Расчет гидростатического давления для трубопровода:

Гидростатическое давление = 1,5 x расчетное давление.

Если значение напряжения материала трубы при проектной температуре меньше, чем значение напряжения при температуре испытания, то гидростатическое давление должно увеличиваться пропорционально.

Итак,

Гидростатическое давление = 1,5 x расчетное давление x (значение напряжения при температуре испытания / значение напряжения при расчетной температуре).

Процесс гидростатических испытаний:

Этапы гидростатических испытаний:

Первая стадия: Поднимите давление до 40% от конечного давления, прекратите подачу давления, удерживайте его в течение 5 минут, а затем сделайте голодание. визуальный осмотр внешней поверхности.

Вторая ступень: Перезапустите создание давления до 70% от конечного давления, остановите работу, оставьте в течение 5 минут и сделайте быстрый визуальный осмотр внешней поверхности.

Третья ступень: Перезапустите создание давления до 100% от конечного давления, остановите операцию и держите ее в течение 45 минут.

Действия перед гидроиспытаниями:

1. Проверка всех сварных работ, уже завершенных и полностью одобренных проверкой неразрушающего контроля в соответствии с планом проверки и испытаний проекта.
2. Убедитесь, что внутренняя часть резервуара чистая и не содержит остатков шлака или других элементов, а также убедитесь, что внешняя поверхность сухая для правильного выполнения визуального осмотра во время испытания резервуара под давлением.
3. Проверка калибровочной бирки и сертификата манометров, а также диапазона нижнего и верхнего пределов манометров. Оно должно составлять от 1,5 до 4 значений испытания давлением.
4. Контроль испытательного оборудования, такого как испытательный насос и корпус, на надежность и герметичность.
5. Убедитесь, что температура испытания не нарушит следующие значения:
6. Мин. Температура испытания = MDMT + 30 ° F
7. Макс. Температура испытания = 120 ° F.
8. MDMT — это минимальная расчетная температура металла сосуда высокого давления, указанная в проектной документации сосуда высокого давления. Это снижает риск хрупкого разрушения во время испытания.
9. Удостовериться, какие усиливающие подушки уже проверены мылом.
10. Контроль качества воды для испытаний и использование ингибитора коррозии, если это необходимо или когда металл емкости является чувствительным материалом
11. Проверка вентиляционных отверстий.Его необходимо размещать в высоких точках сосуда, чтобы можно было удалить воздушные карманы во время наполнения сосуда.

Действия во время гидроиспытаний:

1. Убедитесь, что наполнение и повышение давления выполняются из самой нижней точки, а удаление воздуха из самой высокой точки.
2. Наблюдение за перетеканием воды через вентиляционное отверстие, чтобы убедиться, что в емкости не осталось пузырьков воздуха.
3. Контроль и наблюдение за этапами нагнетания.
4. По прошествии 45 минут убедитесь, что сброс давления начался и давление упало до «Контрольного давления».
5. Убедитесь, что давление гидростатического испытания сосуда высокого давления рассчитано правильно.
6. Убедитесь, что сосуд немедленно и осторожно осушен после испытания и высушен воздухом.

В этом посте мы изучаем расчет давления гидроиспытаний для сосудов высокого давления и трубопроводов.

Если вы работаете в сфере производства, мы упростили вашу повседневную производственную деятельность, разработав различные калькуляторы, чтобы вы могли минимизировать свое время и стоимость изготовления, а также повысить точность ваших производственных работ и улучшить качество изготовления, поэтому давайте попробуем наши бесплатные приложения, Нажмите здесь, чтобы получить более подробную информацию…

Если вы хотите расширить свои знания, обучаясь у нас, вы можете присоединиться к нашим различным видеокурсам в области производства, Нажмите здесь, чтобы получить более подробную информацию.

Наши операции

Целостность трубопровода

Целостность, безопасность и эффективность системы Alliance Pipeline началась с ее новаторской конструкции, в которой особое внимание уделялось целостности трубопровода. Основными соображениями при проектировании были толщина стенки трубы и свойства материала. Магистральная система диаметром 36 дюймов была спроектирована с использованием толстостенных труб на 20–50 процентов толще, чем большинство действующих трубопроводов, и с соблюдением высоких стандартов качества.Металлургические и другие свойства материала трубы Alliance line учитывают конструкцию контроля трещин, поскольку трубопроводная система Alliance была спроектирована для транспортировки высокоэнергетического природного газа при сравнительно высоком давлении. Также были проведены полномасштабные испытания на разрыв трубы для подтверждения плана управления трещинами для остановки разрушения.

Скрытые трубопроводы защищены от внешней коррозии высокопрочными покрытиями, такими как эпоксидная смола и катодная защита. Стандарт качества газа строго контролируется, и труба покрыта изнутри эпоксидной смолой, предназначенной для сглаживания стенки трубы, что приводит к увеличению потока газа.За процессом выбора систем покрытий последовали обширные предварительные квалификационные испытания.

На этапе проектирования и строительства трубопроводной системы Alliance разработала и внедрила внутреннюю программу управления качеством, которая охватывала все строительные и пусконаладочные работы, включая производство труб, нанесение покрытий, испытания и производство компонентов и узлов.

Рабочее давление

Alliance Pipeline использует максимально допустимое рабочее давление (MAOP) 1743 фунтов на квадратный дюйм на канадской части магистральной системы.Поздней осенью 2006 года компания Alliance получила отказ от увеличения MAOP на американской части магистральной системы до 1935 фунтов на квадратный дюйм. Повышение давления MAOP в США было успешно завершено в декабре 2007 года.

В качестве условия получения разрешения Министерства транспорта (DOT) и Федеральной комиссии по регулированию энергетики (FERC) на повышение давления в США компания Alliance Pipeline согласилась провести дополнительные наземные обследования целостности трубопроводов и исследовательские работы в течение трех лет, а также последующие оперативные инспекции (ГПИ) с семилетним циклом.

Базовый поточный контроль и контроль коррозии

Alliance Pipeline поддерживает отличные показатели целостности трубопроводов и продолжает пересматривать и улучшать процессы, применяя новейшую технологию поточного контроля (ILI). Альянс также превысил нормативные требования по частоте проверок ILI.

Щелкните, чтобы просмотреть план управления целостностью Alliance Pipeline.

D1106017 Методология определения максимально допустимого рабочего давления и требование подачи планов по замене трубопровода для транспортировки природного газа или испытанию планов реализации

2.1. Приказы комиссии, основанные на рекомендациях по безопасности Национального совета по безопасности на транспорте

3 января 2011 года Национальный совет по безопасности на транспорте (NTSB) выпустил три Рекомендации по безопасности для Pacific Gas and Electric Company (PG&E), этой Комиссии и США. Департамент транспорта, трубопроводов и управления безопасностью опасных материалов (PHMSA). Все три Рекомендации по безопасности включали практически одинаковые описания результатов, полученных NTSB в результате начальных этапов расследования разрыва трубопровода Сан-Бруно и пожара.NTSB сначала объяснил, что исполнительные чертежи PG&E и листы центровки показали, что линия 132 была построена с использованием бесшовных стальных труб диаметром 30 дюймов, но на самом деле сегмент разорванной трубы был построен из трубы, сваренной продольным швом. NTSB также пояснил, что точные записи трубопровода имеют решающее значение для установления действительного максимально допустимого рабочего давления (MAOP), до которого трубопровод может нормально эксплуатироваться. Несмотря на то, что распознавание гидростатических и пиковых испытаний может в определенных обстоятельствах использоваться для определения действительного MAOP, NTSB пришел к выводу, что для определения действительного MAOP предпочтительнее использовать имеющиеся данные о конструкции, конструкции, проверках, испытаниях и другие соответствующие записи.

В письме в PG&E NTSB дал следующие рекомендации с аналогичными рекомендациями для этой Комиссии и PHMSA по надзору за соблюдением PG&E:

1. Активно и тщательно ищите все исполнительные чертежи, таблицы выравнивания и спецификации, а также все записи по проектированию, строительству, осмотрам, испытаниям, техническому обслуживанию и другие соответствующие записи, включая записи в местах, контролируемых персоналом или фирмами, не являющимися PG&E, относящиеся к компонентам трубопроводной системы, таким как сегменты труб, клапаны, фитинги и сварные швы для Линии передачи природного газа PG&E в местах Класса 3 и Класса 4, а также в зонах повышенного риска Класса 1 и Класса 2, для которых не было установлено MAOP посредством предварительных гидростатических испытаний.Эти записи должны быть отслеживаемыми, проверяемыми и полными. (P-10-2) (Срочно)

2. Используйте отслеживаемые, проверяемые и полные записи, полученные в результате выполнения Рекомендации по безопасности P-10-2 (Срочно), для определения действительного максимально допустимого рабочего давления на основе самого слабого участок трубопровода или его компонента для обеспечения безопасной эксплуатации линий электропередачи природного газа PG&E в местах Класса 3 и Класса 4, а также в зонах повышенного риска Класса 1 и Класса 2, для которых не было установлено MAOP посредством предварительных гидростатических испытаний.(P-10-3) (Срочно)

Исполнительный директор Комиссии в письме от 3 января 2011 г. (в ту же дату, что и Рекомендации NTSB по безопасности) проинформировал PG&E о Рекомендациях NTSB по безопасности и приказал PG&E завершить соблюдение рекомендаций к 1 февраля 2011 года. 7 января 2011 года PG&E ответила на письмо исполнительного директора от 3 января 2011 года, указав, что коммунальное предприятие не могло выполнить дату 1 февраля 2011 года при получении всех запрошенных записей, но что он предоставит эти записи к 15 марта 2011 года.Комиссия ратифицировала приказ Исполнительного директора 13 января 2011 года в Резолюции L-410 и продлила срок подачи PG&E отчета о соответствии до 15 марта 2011 года. После этого в пункте 3 Порядка принятия правил (R.) 11-02- 019, инициированного 24 февраля 2011 г., Комиссия поручила PG&E подать и вручить отчет о соответствии всем сторонам этого нормотворчества.

15 марта 2011 года PG&E подала и предоставила отчет, который она охарактеризовала как «отчет о состоянии первого этапа своих усилий по проверке данных по транспортировке газа и максимально допустимому рабочему давлению на каждом из своих газотранспортных трубопроводов.» ¹ PG&E заявила, что Фаза 1 ее усилий по валидации MAOP была сосредоточена на сборе и проверке записей трубопроводов, чтобы определить, есть ли у PG&E записи, которые демонстрируют MAOP, посредством:

1. испытаний давления или

2. Для установленных трубопроводов до 1970 г., когда MAOP был установлен в соответствии с 49 CFR § 192.619 (c), максимальное фактическое рабочее давление в трубопроводе с 1 июля 1965 г. по 30 июня 1970 г. ²

В частности, на странице 7 его 15 марта Отчет PG&E заявил следующее:

Ни NTSB, ни Комиссия не определили «отслеживаемый, проверяемый и полный».«Эта фраза также не содержится в применимых правилах. PG&E понимает, что цель состоит в том, чтобы идентифицировать надежные записи, подтверждающие выполнение испытания под давлением или определение MAOP на основе исторически высокого рабочего давления .

(PG&E 15 марта (курсив добавлен).

В соответствии с этим предполагаемым «пониманием» приказа Комиссии и рекомендаций NTSB по безопасности, PG&E заявила, что из общих 1805 миль магистрального трубопровода 455 миль имели MAOP, определенную наивысшей эксплуатационной давление с 1965 по 1970 гг. ³ Из этих 455 миль компания PG&E установила рекорды, поддерживающие самое высокое историческое рабочее давление примерно на 95% или 432 мили. PG&E заявила, что планирует продолжить свои усилия по валидации MAOP на Этапе 2, где она завершит валидацию документов, подтверждающих определения MAOP 619 (c), которые могут включать раскопки и полевые испытания трубопроводных систем «при необходимости». ⁴ PG&E объяснила, что планирует завершить Фазу 2 к концу 2011 года.

В результате проверки записей PG&E выявила 152 мили трубопровода, для которых не было обнаружено записей об испытаниях под давлением, и сегменты содержат либо трубы, сваренные двойной дугой под флюсом до 1962 года, диаметром от 24 до 36 дюймов или до 1974 года. бесшовная труба, диаметр которой превышает 24 дюйма. PG&E пояснила, что она выбрала трубопровод с такими характеристиками из-за его сходства с разорванным участком линии 132 в Сан-Бруно. PG&E заявила, что намеревается либо провести гидростатические испытания, либо заменить эти 152 мили трубопровода в течение 2011 года.

16 марта 2011 г. исполнительный директор Комиссии направил PG&E письмо, в котором указывалось, что ответ PG&E от 15 марта не соответствовал рекомендациям NTSB и директивам Комиссии, поскольку он продолжал полагаться на определение MAOP на основе исторически высокого рабочего давления. . Исполнительный директор заявил, что PG&E не имеет законных или добросовестных оснований для продолжения использования «устаревших» MAOP и вместо этого должна соблюдать рекомендации NTSB и приказы Комиссии.

21 марта 2011 г. PG&E подала запрос на утверждение плана соответствия и дополнения к отчету от 15 марта 2011 г. PG&E заявила, что в своем заявлении от 15 марта «не сообщила … весь объем работы, которую мы проделали и продолжаем делать». ⁵ PG&E объяснила, что она составила документы, подтверждающие MAOP для трубопроводов до 1970 года, установленных с историческим рабочим давлением, и сообщила Комиссии об этих усилиях. PG&E, однако, заявила, что не намерена предполагать, что ее усилия закончатся составлением этих документов.Вместо этого PG&E затем будет использовать документы для расчета MAOP на основе технических спецификаций, а затем установить MAOP на меньшее из рассчитанных или исторических MAOP. PG&E предоставила образцы документов, которые она проверяет, чтобы определить подробные атрибуты каждого конвейера и компонентов.

PG&E признала, что не ожидала найти записи, которые соответствовали бы рекомендации NTSB и директиве Комиссии по каждому компоненту ее трубопровода до 1970 года. PG&E заявила, что в случаях, когда такие записи не были обнаружены, она будет делать «предположения относительно определенных компонентов, таких как фитинги и колена, на основе технических характеристик материалов на момент закупки этих материалов, обоснованной инженерной оценки, а также проведения земляных работ и полевых испытаний. трубопроводные системы в зависимости от ситуации.» ⁶

PG&E затем объяснила свой план по компиляции всей информации, полученной из обзора документов, инженерного анализа и полевых испытаний, в исчерпывающий список характеристик трубопровода для 1805 миль участка трубопровода с высокими последствиями. Со списком характеристик трубопровода PG&E предоставит установить MAOP трубопровода на основе рассчитанного MAOP самого слабого компонента и, при необходимости, использовать допущения, используя программное обеспечение для расчета MAOP от сторонней фирмы, занимающейся проектированием газопроводов.

PG&E определила приоритет своего старого трубопровода для проверки MAOP следующим образом:

1. Труба, аналогичная по спецификации той, что используется в Сан-Бруно, 152 мили;

2. Труба с некоторыми типами сварных швов, которые предполагают, что сварной шов слабее материала трубы, 295 миль; и,

3. Все оставшиеся трубопроводы проложены до 1 июля 1970 г., 206 миль.

Помимо усилий по валидации MAOP на основе записей, PG&E заявила, что решила провести гидростатические испытания или заменить первую приоритетную группу трубопроводов длиной 152 мили.Согласно PG&E, для этого испытания уже ведутся работы по заключению контрактов, проектированию, планированию и выдаче разрешений, и ожидается, что оно будет завершено в этом году. PG&E заявила, что она также проводит дополнительную физическую оценку на 435 милях трубопровода с высокой опасностью и будет адаптировать свой анализ этих миль трубопровода к уникальным характеристикам каждого трубопровода.

24 марта 2011 года Комиссия издала Решение (D.) 11-03-047, в котором установила, что PG&E, по-видимому, не выполнила резолюцию Комиссии L-410 и R.11-02-019 о трубопроводе, для которого невозможно найти протоколы опрессовки. Комиссия приказала PG&E явиться на слушание и показать причину, по которой ее нельзя признать неуважением к Комиссии и оштрафовать за невыполнение приказа Комиссии.

Также 24 марта 2011 года PG&E и Отдел защиты потребителей и безопасности Комиссии (CPSD) подали положение, разрешающее проблемы в порядке указания причины.

28 марта 2011 г. было созвано слушание по приказу об обосновании, в котором присутствовали назначенный комиссар Флорио и комиссар Сандовал.PG&E представила свидетелей в поддержку оговорки, которые были доступны для перекрестного допроса. Что касается вопросов, затронутых в сегодняшнем решении, комиссар Сандовал задал вопрос вице-президенту PG&E по газовой инженерии и эксплуатации относительно использования допущений в методологии валидации MAOP. Вице-президент PG&E объяснил, что в отношении трубопроводного оборудования, по которому PG&E не имеет записей, компания будет делать очень консервативные предположения, исходя из эпохи, в течение которой был построен трубопровод, типов материалов, доступных на тот момент, и типа материалов, которые PG&E закупала. ⁷ Вице-президент PG&E заявил, что перед проведением гидростатических испытаний было важно знать компоненты трубопровода, которые должны быть проверены:

Перед тем, как начать это испытание, вы хотите знать все, что находится в земле, поэтому что вы не попадете в ситуацию, когда вы привели к непредвиденным последствиям, давя на трубку. ⁸

Далее вице-президент объяснил, что в отношении трубопровода со швом, где отсутствуют соответствующие записи относительно прочности продольного шва, PG&E откопает трубу и проверит состояние сварного шва. ⁹ PG&E предложила проверку MAOP для своей линии 101 в качестве примера того, как она намеревается подходить к проблеме недостающих записей. ¹⁰

2.2. SoCalGas и SDG & E. Первоначальные комментарии, поданные 13 апреля 2011 г., и отчет о действиях, предпринятых в ответ на рекомендации NTSB, поданные 15 апреля 2011 г. Electric Company (SDG & E) поддержала усилия Комиссии по обновлению существующих правил, определяющих, как рассчитать MAOP для трубопровода до 1970 года.Коммунальные предприятия, однако, заявили, что в эти правила будет включено «значительное» количество километров магистрального трубопровода, и рекомендовали «хорошо продуманный план перехода, который обеспечивает достаточное время и ресурсы для реализации новых требований, в то же время позволяя газовым компаниям для выполнения своих обязательств по надежному обслуживанию своих клиентов, «потому что эти коммунальные предприятия ожидают, что любые такие новые правила могут потребовать« широкомасштабной замены трубопроводов ». ¹¹

Эти коммунальные предприятия предложили процесс технической мастерской по адресу
до 1970 года, но заявила, что вначале Комиссия должна позволить всем газовым компаниям Калифорнии завершить свои текущие основанные на документах усилия по валидации MAOP.Затем процесс семинара следует использовать для разработки всеобъемлющего набора изменений правил, касающихся трубопровода до 1970 г., таким образом, чтобы повысить общественную безопасность, позволяя коммунальным предприятиям поддерживать надежное обслуживание своих клиентов. Необходимо рассмотреть следующие вопросы: могут ли возможные альтернативы испытаниям под давлением, такие как методы неразрушающей оценки, включая поточный контроль, ультразвуковой или радиографический контроль, обеспечить столь же надежную проверку целостности трубопровода. ¹²

В своем отчете от 15 апреля 2011 года о действиях, предпринятых в ответ на рекомендации NTSB, SoCalGas и SDG&E объяснили, что они не следовали двухэтапному подходу к расчету MAOP, изложенному в NTSB P-10-2 (срочно) и P-10-3 (срочно). Эти коммунальные предприятия заявили, что «отслеживаемые, проверяемые и полные записи» для трубопровода, установленного более 50 лет назад, были «очень трудным, если не невозможным порогом для достижения», и вместо этого сосредоточились на демонстрации того, что указанный запас прочности был достигнут каким-то типом. испытания под давлением. ¹³

SoCalGas и SDG&E заявили, что они просматривают записи для 1622 миль сегментов газопровода, которые соответствуют спецификациям NTSB. На основании записей коммунальные предприятия разделили километры участков трубопровода на следующие четыре категории:

	Категория 1 — Испытания под давлением водой	Категория 2 — Испытания под давлением с использованием среды, отличной от воды	Категория 3 — Эксплуатация на 80% от исторического MAOP	Категория 4 — мили, ожидающие дальнейшего рассмотрения
SoCalGas	734	272	27	383 (207 инспекций на линии)
SDG & E	134	8.0	0,0	64

SoCalGas и SDG&E заявили, что они активно участвуют в плане действий для сегментов трубопровода в Категории 4. В ожидании разработки и завершения плана действий все трубопроводы Категории 4 будут подвергаться двухмесячному патрулированию и утечкам. опросы. SoCalGas и SDG&E пояснили, что каждый сегмент трубопровода необходимо тщательно проанализировать, чтобы определить оптимальные меры, которые необходимо предпринять. Коммунальные предприятия разработают планы действий для конкретных сегментов, в которых сначала будет рассмотрен вопрос о том, можно ли снизить текущую текущую MAOP до 80% от исторической MAOP. ¹⁴ Далее проверяется целостность любого продольного шва. Затем будет проведена оценка испытания под давлением с использованием воды или азота, и, наконец, будет рассмотрена замена или ремонт. ¹⁵ Коммунальные предприятия ожидают, что окончательный план действий по конкретным сегментам будет представлен в Комиссию к 21 октября 2011 года.

2.3. Предложение PG&E от 21 апреля 2011 г.

21 апреля 2011 г. PG&E подала и подала ходатайство о принятии методологии проверки максимально допустимого рабочего давления (ходатайство), а также потребовала сократить время ответа на ходатайство до пять дней.PG&E заявила, что срочно требуется ответ Комиссии на это предложение, поскольку он находится в разгаре заказанных Комиссией усилий по валидации и требует немедленных указаний относительно того, приемлема ли его методология валидации для Комиссии.

В своем ходатайстве PG&E пояснила, что ни NTSB, ни Комиссия явно не определили значение терминов «отслеживаемые, проверяемые и полные записи». После получения директивы NTSB PG&E заявила, что консультируется и информирует персонал Комиссии о своих планах и прогрессе.

PG&E заявила, что проверка MAOP, требуемая рекомендацией по безопасности NTSB и директивой Комиссии, беспрецедентна. PG&E далее признала, что, особенно для своих старых конвейеров, они не смогут найти конкретные записи для каждого компонента в конвейере. ¹⁶ PG&E также заявила, что газовые компании Sempra аналогичным образом определили, что составление документации для каждого компонента газопровода «очень сложно, если не невозможно».« ¹⁷

Несмотря на отсутствие документации, PG&E заявила, что должна включить некоторое значение для каждого компонента трубопровода в свой список характеристик трубопровода, который будет набором данных, используемым для расчета MAOP на основе самого слабого компонента, как описано в марше PG&E. 21, 2011 Запрос на одобрение плана соответствия. Предложение PG&E по устранению компонентов трубопровода, для которых отсутствует документация, выглядит следующим образом:

[W] e делают предположения относительно определенных компонентов, таких как фитинги и колена, на основе материала спецификации на момент закупки этих материалов, обоснованная инженерная оценка, а также проведение земляных работ и полевые испытания трубопроводных систем в зависимости от обстоятельств.Мы определим, какие полевые испытания использовать в каждом конкретном случае, на основе таких методов, как рентгеновский или камеральный контроль сварных швов и измерение предела текучести с использованием автоматизированной системы вдавливания колокола Advanced Technology Corporation.

…

Информация из обзора документа, инженерного анализа и полевых испытаний компилируется в документ, известный как список характеристик конвейера (PFL).

…

Заполненные PFL используются непосредственно в инженерных расчетах MAOP.Чтобы выполнить MAOP на основе самого слабого компонента, мы планируем использовать собственный инструмент расчета MAOP, разработанный сторонней фирмой, занимающейся проектированием газопроводов, которая специализируется на расчетах MAOP. ¹⁸

В своем Предложении PG&E заявила о своей уверенности в том, что описанная выше предложенная методология является «одновременно действительной и единственным практическим средством выполнения проверки MAOP на основе записей». ¹⁹ PG&E, однако, пояснила, что недавно стало известно, что сотрудники Комиссии могут не согласиться с этой предложенной методологией.

PG&E пришла к выводу, что предложенная ею методология валидации MAOP является единственным возможным средством расчета MAOP с использованием спецификаций компонентов трубопровода. Если Комиссия решит, что предложенная методология, в том числе с использованием инженерных предположений, недостаточна для выполнения рекомендаций NTSB и директив Комиссии, PG&E заявила, что единственным другим способом проверки MAOP является испытание участка трубопровода под давлением. PG&E пояснила, что у нее есть трубопровод протяженностью 705 миль, на который распространяется план соответствия, и что, по ее оценкам, потребуется около пяти лет для испытания под давлением или замены всех 705 миль.Еще одним следствием такого решения Комиссии, как сообщила PG&E, будет необходимость «пересмотра» плана соблюдения требований, включенного в договор с персоналом от 24 марта 2011 года.

26 апреля 2011 года директор CPSD Комиссии направил PG&E письмо, в котором указывалось на позицию этого отдела, согласно которой Комиссия должна требовать «испытания под давлением или замены везде, где PG&E использует допущения в своих усилиях по проверке MAOP». В письме указано, что для того, чтобы считаться завершенной, протокол испытания под давлением должен включать все элементы, требуемые правилами, действовавшими на момент проведения испытания.Для испытаний под давлением, проведенных до даты вступления в силу Общего приказа 112, минимально допустимая продолжительность испытания под давлением составляет один час. Директор, однако, поддержал продолжение работы по валидации MAOP на основе документов, потому что итоговый список функций конвейера будет полезен для текущих операций PG&E и для будущих решений по конвейерам. Директор пришел к выводу, что PG&E следует продолжить свои усилия по сбору наиболее достоверных данных и подготовить список характеристик трубопровода, как указано в плане соответствия.

Стороны этого разбирательства ответили на Ходатайство PG&E от 29 апреля 2011 года.

SoCalGas и SDG&E заявили, что при выполнении директивы Комиссии по соблюдению Рекомендации P-10-3 они использовали буквальное толкование терминов NTSB «прослеживаемый, прослеживаемый, прослеживаемый». поддающиеся проверке и полные записи »и определили, что они не могут соответствовать этому стандарту, и вместо этого сосредоточились на демонстрации какого-либо типа испытания под давлением для каждого сегмента трубопровода. SoCalGas и SDG & E поддержали запрос PG&E о руководстве Комиссией по этому вопросу и возобновили призыв к проведению технических семинаров.

Сеть инженерных коммуникаций (TURN) поддержала позицию CPSD, но отметила, что даже безупречная цепочка записей не предоставит никакой информации о дефектных сварных швах, возникших в результате производственных дефектов или неправильной установки. Поскольку TURN считает, что PG&E придется провести дополнительные испытания, ремонт и / или замену трубопровода, чтобы обеспечить безопасную работу трубопровода протяженностью около 700 миль без записей испытаний под давлением, TURN обычно поддерживает процесс проверки MAOP на основе записей для определения приоритетов и определения эта работа.TURN, однако, отметил, что полезность проведения валидации MAOP «должна быть сопоставлена ​​с ее затратами». TURN пояснил, что PG&E засвидетельствовала, что завершение всего процесса сбора записей и проверки MAOP будет стоить около ста миллионов долларов. TURN утверждает, что если стоимость процесса расчета валидации минимальна, то его следует выполнить. Однако, если стоимость составляет «десятки миллионов долларов», то средства лучше потратить на реальные испытания и ремонтные работы. ²⁰

Город и округ Сан-Франциско выступили против предложения PG&E и заявили, что Комиссия должна прямо указать, что PG&E не может полагаться на предположения при расчете MAOP, требовать от PG&E испытания под давлением или заменять газовые линии там, где PG&E не выполняла никаких требований. повышение давления, необходимое для эксплуатации, и указание PG&E без дальнейших задержек безопасно и эффективно начать испытание под давлением или замену газопровода протяженностью 705 миль на участках с высокой степенью опасности.Город и округ Сан-Франциско объяснили, что фраза «отслеживаемые, проверяемые и полные записи» не является двусмысленной и обязательно требует, чтобы PG&E имела фактическую запись для каждого компонента. ²¹ При отсутствии полной документации компания PG&E обязана протестировать или заменить трубопровод. В свое время город и округ Сан-Франциско отметили, что срочность ходатайства PG&E была вызвана тем, что PG&E не выполнила раньше приказов NTSB и Комиссии, и что Комиссия не должна мириться с продолжающимися задержками.Эта сторона также выступала против любого плана тестирования или замены, продолжительность которого превышала пять лет.

Город и округ Сан-Франциско также поддержали определение CPSD полной записи об испытании под давлением, которое включает обеспечение соответствия испытания действующим в то время государственным и федеральным требованиям к таким испытаниям.

Защитники прав инвалидов (DisabRA) выступили против этого предложения и утверждали, что Комиссия должна стремиться повысить общественное доверие к безопасности операций PG&E.DisabRA заявил, что в обществе существует значительный скептицизм в отношении любого набора предположений, выдвинутых PG&E. Эта сторона призвала Комиссию дать понять, что PG&E не будет разрешено диктовать условия проверки безопасности трубопровода, и вместо этого назначить группу экспертов для наблюдения за процессом допущения.

¹ Отчет PG&E на 1.

² Отчет PG&E на 7.

³ Трубопровод с MAOP, установленным в подразделе 619 (c), часто называют «устаревшим» трубопроводом, поскольку он освобожден от MAOP Федеральные правила, принятые после 1970 года, требовали, чтобы все новые магистральные трубопроводы подвергались испытанию под давлением перед вводом в эксплуатацию.Общий приказ 112 Комиссии, вступивший в силу 1 июля 1961 года, предписывает требования к испытаниям под давлением для новых трубопроводов (работающих на 20% или более SMYS), установленных в Калифорнии после даты вступления в силу.

⁴ Отчет PG&E на 12.

⁵ PG&E 21 марта 2011 г. Дополнение к отчету на 1.

⁶ Ид. , 14-15.

⁷ Стенограмма на 79.

⁸ Выписка на 84.

⁹ Стенограмма на 85.

¹⁰ Стенограмма на 96.

¹¹ SoCalGas / SDG & E Комментарии 13 апреля 2011 на 12.

¹² Id . на 13.

¹³ 15 апреля 2011 г. Отчет SoCalGas и SDG&E на 9.

¹⁴ SoCalGas и SDG&E заявили, что их операционная цель заключалась в обеспечении запаса безопасности, эквивалентного 1,25-кратному MAOP для всех сегментов трубопровода в пределах параметры NTSB.Коэффициент 1,25 взят из публикации Управления безопасности трубопроводов Министерства транспорта США, которая определяет, что производственные дефекты, выдерживающие такое испытание, стабильны при MAOP, равном 80% испытательного давления.

¹⁵ 15 апреля 2011 г. Отчет SoCalGas и SDG&E на 13-14.

¹⁶ PG&E 21 апреля 2011 г. Движение по адресу 4.

¹⁷ Id . цитирует отчет SoCalGas и SDG&E от 15 апреля 2011 года.

¹⁸ PG&E 21 марта 2011 г., запрос на утверждение плана соответствия на 14-16.

¹⁹ PG&E 21 апреля 2011 г. Обращение на 5.

²⁰ TURN Ответ на предложение PG&E на 6.

²¹ Ответ города и округа Сан-Франциско на предложение PG&E на 2.

Соответствие кодам ASME с использованием AFT Impulse

Резюме

Инженеры часто несут ответственность за проектирование систем в соответствии с кодексами и стандартами.В последние годы кодексы, применимые к гидравлическому удару и импульсному давлению, стали более заметными. AFT Impulse все чаще используется, чтобы помочь инженерам соблюдать такие нормы.

После того, как AFT Impulse рассчитал максимальное давление из-за переходного процесса, что проектировщик должен сделать с этим значением? Ответ на этот вопрос зависит от кода, который используется в качестве основы для проектирования трубопроводов. В этой статье мы обсудим, как два важных правила проектирования трубопроводов — B31.4 и B31.3 — относятся к импульсному давлению (переходному давлению) и как следует использовать результаты AFT Impulse, чтобы соответствовать их требованиям.

Коды

Код ASME для напорных трубопроводов B31.4. Системы транспортировки под давлением жидких углеводородов и других жидкостей.

401.2 Давление

401.2.2 Внутреннее расчетное давление. Компонент трубопровода в любой точке системы трубопроводов должен быть рассчитан на внутреннее расчетное давление, которое не должно быть меньше максимального установившегося рабочего давления в этой точке, на или меньше статического напора в этой точке с линия в статическом состоянии.

Максимальное установившееся рабочее давление должно быть суммой статического напора, давления, необходимого для преодоления потерь на трение, и любого требуемого противодавления. Соответствующим образом можно учитывать гидростатическое внешнее давление при изменении внутреннего расчетного давления для использования в расчетах, включающих

расчетное давление компонентов трубопроводов (см. Пункт 404.1.3). Повышение давления выше максимального установившегося рабочего давления из-за скачков и других отклонений от нормальной работы допускается в соответствии с п.402.2.4.

402.2.4 Рейтинги – Допуск на отклонения от

Нормальные операции. Скачки давления в жидкостном трубопроводе возникают в результате изменения скорости движущегося потока в результате отключения насосной станции или насосного агрегата, закрытия клапана, или блокировки из движущегося потока. Давление скачка ослабевает (уменьшается по интенсивности) по мере удаления от исходной точки.

Должны быть выполнены расчеты помпажа, а также должны быть предусмотрены соответствующие средства управления и защитное оборудование, чтобы уровень повышения давления из-за скачков – и других отклонений от нормальных режимов работы не превышал внутреннего расчетного давления в любой точке системы трубопроводов и оборудование более чем на 10%.

Из выделенных абзацев B31.4 можно сделать следующие выводы:

1. B31.4 относится непосредственно к максимальному значению избыточного давления, устанавливая предел на 10% выше внутреннего расчетного давления.
2. В качестве эталонного давления B31.4 использует давление в статическом состоянии, другими словами, разработчик должен использовать Макс. Статическое давление от AFT Impulse вместо Max. Давление застоя.
3. Рабочее давление должно быть опорным при проектировании, а не расчетным давлением, рассчитанным для трубы.

Код ASME для напорного трубопровода B31.3. Технологический трубопровод

301.2.2 Требуемое ограничение давления или сброс

1. (a) Должны быть предусмотрены меры для безопасного сдерживания или сброса (см. Пункт 322.6.3) любого давления, которому может быть подвергнут трубопровод. Трубопровод, не защищенный устройством для сброса давления или который может быть изолирован от устройства для сброса давления, должен быть рассчитан, по крайней мере, на максимальное давление, которое может быть создано.

(b) Источники давления, которые следует учитывать, включают влияние окружающей среды, колебания и скачки давления, неправильную работу, разложение нестабильных жидкостей, статический напор и отказ устройств управления.

(c) Надбавки по п. 302.2.4 (f) разрешены при условии, что другие требования абз. 302.2.4.

302.2.4 Допуски на колебания давления и температуры.

В системе трубопроводов могут возникать случайные колебания давления и / или температуры.Такие изменения следует учитывать при выборе расчетного давления (пункт 301.2) и расчетной температуры (пункт 301.3). Максимальное совпадение давления и температуры должно определять расчетные условия, если не соблюдаются все следующие критерии:

1. В системе трубопроводов не должны находиться компоненты из чугуна или другого непластичного металла, работающие под давлением.
2. Номинальные напряжения давления не должны превышать предел текучести при температуре (см. Параграф 302.3 настоящего Кодекса и данные Sy в Кодексе BPV, Раздел II, Часть D, Таблица Y-1).
3. Суммарные продольные напряжения не должны превышать пределов, установленных в абз. 302.3.6.
4. Общее количество изменений давления и температуры сверх расчетных условий не должно превышать 1000 в течение срока службы системы трубопроводов.
5. Ни в коем случае повышенное давление не должно превышать испытательное давление, используемое в соответствии с абз. 345 для системы трубопроводов.
6. Случайные отклонения от расчетных условий должны оставаться в пределах одного из следующих пределов для расчета давления.

С разрешения владельца допускается превышение номинального давления или допустимого напряжения для расчетного давления при температуре повышенного давления не более чем на

1. 33% в течение не более 10 часов одновременно и не более 100 часов в год, или
2. 20% на срок не более 50 часов одновременно и не более 500 часов в год.

Из выделенных абзацев B31.3 можно сделать следующие выводы:

1. Скачки давления включены в группу нагрузок, называемых случайными.
2. Расчетное давление в трубопроводе должно учитывать максимальное давление, которое может возникнуть в системе, включая импульсное давление из-за переходного процесса.
3. Максимальное импульсное давление ни в коем случае не должно превышать испытательное давление, рассчитанное для трубы.
4. Максимальное напряжение, создаваемое нагрузками, создаваемыми скачком давления, не должно превышать: 1,33 S _h (S _h = допустимое напряжение для рабочей температуры).

Для выполнения требования 3 ^rd пользователь AFT Impulse должен рассчитать силы, возникающие на изгибах системы, и передать эти данные в программу измерения напряжения трубы (см. Статью Trey-Jim Wilcox: Оценка динамических нагрузок в трубопроводных системах Вызвано Waterhammer)

Заключение

Допустимое давление из-за переходного процесса (допустимый выброс) варьируется от кода к кодексу.