Запорная арматура для газопроводов: Трубопроводная арматура для газораспределительных сетей

Надежность кроется в деталях — Технологии

До недавнего времени запорную арматуру на линейной части трубопроводов надлежало размещать на расстоянии, определяемом расчетом, но не более 30 км. Долгие годы трубопроводную арматуру рассматривали как технологическое устройство обеспечивающее исключительно безопасность функционирования магистральныхз газопроводов и компрессорных станций при эксплуатации и проведении ремонтов.

После того, как газ стал реальным энергетическим рыночным товаром и его значительные потери из-за несвоевременного перекрытия линейной части магистральных газопроводов из-за неудовлетворительной работы трубопроводной арматуры стали наносить значительный экономический ущерб Газпрому, требования к уровню эксплуатации трубопроводной арматуры резко возросли.

Это не замедлило сказаться на разработке новых нормативных материалов по эксплуатации и диагностированию трубопроводной арматуры, а также установлению предельного времени перекрытия трубопроводной арматуры при разрыве газопровода (технологического или в результате банального воровства газа). Практически на всех магистральных газопроводах в настоящее время обеспечена технологическая возможность дистанционного управления линейной трубопроводной арматурой. Следует заметить, что термины «трубопроводная арматура» и «запорная арматура» в нормативной литературе, в частности, в ПЭ магистральных газопроводах, имеют одинаковый смысл.

Технический уровень оборудования определяется, в основном, его надежностью, степенью автоматизации, а также экономичностью и эффективностью. Трубопроводная арматура является восстанавливаемым объектом, подвергающимся техническому обслуживанию и ремонту. Как и все эксплуатируемое на магистральных газопроводах технологическое оборудование трубопроводная арматура подвергается диагностическому обследованию. Иными словами, поддержание запорной арматуры в работоспособном состоянии требует определенных трудозатрат, как эксплуатационного персонала, так и подрядных организаций. В связи с этим степень автоматизации определяется долей трудоемкости автоматизированных операций от полной трудоемкости операций сбора, преобразования, передачи, распространения информации и управления. Степень автоматизации всегда меньше единицы и чем она выше, тем более совершенным является технологическое оборудование, т.е. конструктивно оно выполнено так, что все трудозатраты для обеспечения нормального функционирования запорной арматуры сводятся к минимуму.

Особенность функционирования трубопроводной арматуры заключается в том, что на линейной части она находится в режиме ожидания, который по условиям режима работы магистральных газопроводов может длиться более года. И когда дистанционно поступает команда на закрытие крана он должен, по своему техсостоянию, перекрыть газопровод. Удовлетворительное техническое состояние трубопроводной арматуры определяется регулярным техобслуживанием и выполнением диагностического обследования все результаты которого заносятся в журнал техобслуживания трубопроводной арматуры.

Для обеспечения работоспособности трубопроводной арматуры, в соответствии с ПЭ МГ затворы линейной запорной арматуры многониточных газопроводов полностью переставляют в положение «закрыто»-«открыто» два раза в год: при подготовке объектов к осеннее-зимнему и весеннему периоду эксплуатации. Краны узлов подключения компрессорных станций (обводного, входного и выходного газопроводов) переставляют один раз в год при плановой остановке цеха.

Общий срок службы трубопроводной арматуры составляет не менее 30 лет (есть газопроводы, в которых запорная арматура служит около 50 лет), а уплотнения из мягких материалов (резины, фторопласта и т.п.) и уплотнений затвора и корпуса по сопряжению «металл по металлу» — 15-20 лет. Для восстановления работоспособности уплотнений (и соответственно крана) в них регулярно через подводящие каналы набивают смазки, пасты. Наличие пасты в уплотнительных узлах арматуры и в подводящих каналах позволяет, как минимум в два раза, продлить срок службы арматуры, сократить (или полностью исключить) потери транспортируемого продукта, повысить безопасность эксплуатации и обеспечить экологическую чистоту объектов.

Особенно остро при эксплуатации магистральных газопроводов стоит проблема обеспечения герметичности кранов и она может обостриться при выполнении плановых в соответствии с п. 5.7.18 ПЭ МГ перестановок кранов в присутствии эксплуатационного персонала в независимости от наличия телеуправления. Здесь технологически разумно (один раз в год) использовать для набивки уплотнения крана специальную пасту ООО «Орггазнефть» (г. Москва), как имеющую значительный ресурс и при этом существенно ниже стоимости подобных зарубежных паст. Эта паста уплотнительная конденсатостойкая 131-435 КГУ вошла в реестр материалов, разрешенных к применению в Газпроме в соответствии с п. 5.17.11 ПЭ МГ.

Использование таких специальных паст следует рассматривать как техническое решение по временному (и неоднократному) восстановлению герметичности кранов. Это относится к тем кранам, в которых конструктивно предусмотрена набивка уплотнительных материалов. Вырезка негерметичных кранов больших диаметров может быть перенесена на неопределенный срок при использовании уплотнительных паст Орггазнефть. Такой подход обеспечивает также необходимую экономическую эффективность работы.

При продлении срока безопасной эксплуатации магистральных газопроводов возник вопрос о продлении этого срока и для запорной арматуры. Опыт проведения компаний Орггазнефть экспертизы промышленной безопасности магистральных газопроводов в разных регионах страны с 2003 по 2011 гг. показал, что при продлении срока безопасной эксплуатации последних запорная арматура ни как не лимитирует проведение ЭПБ. Проблема только в устранении протечек газа больше допустимых норм для классов герметичности по ГОСТ 9544-2005 или негерметичности по отношению к внешней среде вследствие износа уплотнительных элементов. Этот недостаток легко устраняется применением уплотнительных паст (смазок) и его можно применять неоднократно.

Следует отметить, что Газпром резко ужесточил требования к техническому обслуживанию трубопроводной арматуры и выполнение этих работ в газотранспортных компаниях организовывают и контролируют группы запорной арматуры инженерных центров.

В настоящее время требования к качеству проведения техобслуживания и регламентных работ по трубопроводной арматуре достаточно полно отражены в государственных и отраслевых нормативных документах: СНиП 2.05.06-85; Правила эксплуатации МГ. СТО Газпром 2-3.5-454-2010; Порядок проведения технического обслуживания и ремонта трубопроводной арматуры. СТО Газпром 2-2.3-385-2009; Методика оценки ресурса запорно-регулирующей арматуры магистральных газопроводов. СТО Газпром 2-4.1-406-2009; Национальный стандарт ГОСТ Р 54808-2011 «Арматура трубопроводная. Нормы герметичности затворов». Введен в действие с 01 июля 2012 г. взамен ГОСТ 9544-2005 «Арматура трубопроводная запорная. Классы и нормы герметичности затворов».

КРАН ШАРОВОЙ
DN
400 PN
8,0 МПа
АЗТПА, Россия

Статья «Надежность кроется в деталях» опубликована в журнале «Neftegaz. RU» (№8, 2012)

Основные эксплуатационные требования к линейной запорной арматуре

Дек 18, 2020

Требования к арматуре специального назначения (целевой) определяются условиями эксплуатации и, связанной с ними, категорийностью трубопровода, особенностью вида и конструктивного исполнения арматуры [2, 3]. Арматура линейной части магистральных трубопроводов, устанавливаемая не реже, чем через каждые 30 км, предназначена в основном для отсекания участка трубопровода в случае аварии, диагностических или ремонтных работ. Арматура линейной части является запорной, эксплуатируется преимущественно в открытом положении и срабатывает крайне редко (несколько раз в год).

Рассмотрим основные требования к линейной запорной арматуре магистральных трубопроводов, транспортирующих газообразные и жидкие углеводороды [1].

Эксплуатационные требования к линейной арматуре магистральных газопроводов. Запорная арматура линейной части магистральных газопроводов, как уже отмечалось, подавляющую часть времени эксплуатации находится в открытом положении, при этом через нее идет поток транспортируемого газа; закрывается такая арматура чрезвычайно редко, в случае, когда надо отсечь тот или иной участок газовой магистрали, например, для проведения ревизии, ремонтных работ, врезки отвода или при аварии (разрыве трубы).

Условия эксплуатации определяют основные эксплуатационные требования к данной арматуре:
— герметичность внутренняя и внешняя. Внутренняя герметичность по затвору Q запорной арматуры (рис. 1) должна обеспечиваться в пределах норм утечек, регламентируемых ГОСТ Р 9544-2005. Внешняя герметичность должна соблюдаться по сальнику Qс, уплотнениям разъемных соединений корпусной части Qк арматуры, а также по корпусным деталям и сварным соединениям.

Рис. 1. Составляющие герметичности шарового крана

По способу присоединения для магистральных трубопроводов, где обычно желателен минимум обслуживания, рекомендуется применять линейную арматуру, привариваемую к трубопроводу. Материал корпуса арматуры должен обеспечивать возможность качественной стыковки и сварки в полевых условиях концов арматуры с материалом основной трубы. При невозможности выполнения этого требования арматура должна поставляться с приваренными в заводских условиях катушками длиной не менее одного диаметра, из материала, свариваемого с основной трубой:
— безотказность и безопасность при закрытии затвора. Перекрытие потока газа, особенно при аварийной ситуации, должно быть гарантированным. Привод линейной арматуры газопровода должен быть взрывобезопасным, он обычно использует энергию рабочей среды, для аварийных случаев снабжен дублером, способствующим достаточно быстрому закрыванию арматуры от какого-либо запасного или постороннего источника энергии, или, в крайнем случае, вручную. При этом безопасность арматуры должна оцениваться как по вероятности безотказной работы, так и по коэффициенту оперативной готовности арматуры, работающей в режиме ожидания;
— высокая долговечность по деталям. Долговечность арматуры в целом характеризует ее свойство сохранять работоспособность до наступления предельного состояния при установленной системе технического обслуживания и ремонта. Показателем долговечности линейной арматуры является срок службы;
— быстродействие при закрывании затвора;
— низкое гидравлическое сопротивление проточной части;
— возможность преимущественно подземной установки арматуры;
— возможность беспрепятственного пропуска чистящих и диагностирующих устройств;
— ремонтопригодность, в том числе позволяющая осуществлять ремонт арматуры без ее снятия с трубопровода.

Для линейной части магистральных газопроводов в основном используются запорные пробковые краны: шаровые и реже конические. Применяются также клиновые задвижки [1].

Эксплуатационные требования к линейной арматуре нефте и нефтепродуктопроводов. Требования к данной группе специальной (целевой) арматуры в общей постановке аналогичны выше приведенным для линейной арматуры газопроводов. Это учет эксплуатационных и категорийных требований, особенности конструкций арматуры данной группы.

Запорная арматура линейной части магистральных нефтепроводов эксплуатируется в преимущественно открытом положении, при этом через нее идет поток транспортируемого жидкого углеводорода; арматура совершает единичные циклы.

Основные эксплуатационные требования к данной арматуре:
— герметичность внутренняя и внешняя. Внутренняя герметичность по затвору Q запорной арматуры (рис. 2) должна обеспечиваться в пределах норм утечек, регламентируемых ГОСТ Р 9544- 2005. Внешняя герметичность должна выполняться по сальнику Qс, уплотнениям разъемных соединений корпусной части арматуры Qк;
— безотказность и безопасность при закрытии затвора. Потери нефти и нефтепродуктов при аварийной ситуации должны быть минимальными, а привод арматуры для таких магистральных трубопроводов должен быть взрывобезопасным;
— высокая долговечность по деталям;
— низкое гидравлическое сопротивление проточной части;
— отсутствие застойных зон;
— возможность беспрепятственного пропуска чистящих и диагностирующих устройств;
— ремонтопригодность, в том числе позволяющая осуществлять ремонт арматуры без ее снятия с трубопровода.

Для линейной части магистральных нефтепроводов в основном используются задвижки: клиновые и шиберные, реже дисковые поворотные затворы. Все шире применяются шаровые краны [1].

Рис. 2. Составляющие герметичности типовой задвижки

Современным требованиям, таким образом, более всего соответствует полнопроходная приварная запорная арматура с автоматизированным приводом, дистанционным управлением и автоматами аварийного закрытия, позволяющая обслуживать линейную запорную арматуру магистральных трубопроводов на высоком техническом уровне при минимальных материальных и трудовых затратах.

ЛИТЕРАТУРА:
1. А.И. Гошко, С.В. Сейнов Линейная арматура магистральных трубопроводов. Справочник. Требования. Исполнения. Изготовители – М.: Техническая книга, 2009.  224 с.
2. А.И. Гошко Арматура трубопроводная целевого назначения. в 3-х кн. М.: Машиностроение, 2003. 992 с.
3. А.И. Гошко, А.С. Асцатуров Трубопроводы целевого назначения. В 2-х кн. М.: МЕЛГО, 2006. 570 с.

PHMSA объявляет о требованиях к запорной арматуре трубопроводов для повышения безопасности, улучшения мер реагирования и сокращения выбросов

Четверг, 31 марта 2022 г.

PHMSA 01-22
Контактное лицо: [email protected]
 

Новое правило поможет повысить общественную безопасность и сократить выбросы парниковых газов после аварии на трубопроводе s

ВАШИНГТОН – Сегодня , Управление по безопасности трубопроводов и опасных материалов Министерства транспорта США (PHMSA) объявило о новом , правило , чтобы помочь повысить безопасность трубопровода, сократить выбросы метана, загрязняющего окружающую среду, и защитить население, требуя установки дистанционно управляемых или автоматических запорных клапанов или альтернативных эквивалентных технологий на новом и замененном наземном природном газе, двуокиси углерода, и другие опасные жидкостные трубопроводы. Новые требования помогут предотвратить серьезные последствия для людей и окружающей среды после аварий на трубопроводах, таких как те, которые произошли в Маршалле, штат Мичиган, и в Сан-Бруно, штат Калифорния, в 2010 году9.0003

«Слишком много американцев испытали на себе последствия аварии на трубопроводе, — сказал министр транспорта Пит Буттиджич. «Сегодня мы предпринимаем важный шаг для защиты сообществ от опасных утечек из трубопроводов, помогая спасти жизни, имущество и рабочие места людей во всех частях страны, предотвращая при этом утечки метана, загрязняющие окружающую среду».

В 2010 году из трубопровода в Маршалле, штат Мичиган, в реку Каламазу за 17 часов вылилось 843 444 галлона сырой нефти, прежде чем оператор перекрыл трубопровод. В том же году потребовалось более 90 минут, чтобы остановить поток продукта в газопроводе в Сан-Бруно, Калифорния. Инцидент в Калифорнии привел к взрыву, в результате которого восемь человек погибли, 51 был ранен, а также были разрушены 38 домов и серьезно повреждены еще 70 домов.

Объявленные сегодня требования будут применяться ко всем новым или замененным наземным трубопроводам диаметром шесть дюймов или больше. Операторы трубопроводов, устанавливающие эти клапаны, также должны будут соблюдать новые стандарты производительности для работы этих клапанов, требующих их закрытия для изоляции поврежденного сегмента трубопровода в кратчайшие сроки (но не более чем через 30 минут) после обнаружения разрыва. Более быстрое время отключения поможет повысить безопасность, обеспечив более быстрый доступ к службам экстренного реагирования, которые реагируют на пожары и травмы. Кроме того, PHMSA ожидает, что правило уменьшит угрозы для окружающей среды (включая, помимо прочего, сокращение выбросов метана, мощного парникового газа, выделяемого при разрывах трубопроводов природного газа и основной причины изменения климата), и будет способствовать экологической справедливости для меньшинства, малообеспеченные слои населения и другие малообеспеченные и неблагополучные сообщества. Один разрыв крупного газопровода высокого давления может привести к выбросу более 1300 метрических тонн метана.

Окончательное правило также требует, чтобы операторы обеспечивали, чтобы их планы реагирования на чрезвычайные ситуации содержали письменные процедуры для своевременного выявления и устранения сбоев в их системах, а также процедуры привлечения должностных лиц общественной безопасности (например, колл-центров 9-1-1 и пожарных, полиции и других служб быстрого реагирования).

«Мы должны продолжать работать над тем, чтобы свести к нулю инциденты и выбросы из трубопроводов, — сказал заместитель администратора PHMSA Тристан Браун. «Это новое правило разрабатывалось более десяти лет, и оно требует установки современных технологий для смягчения последствий сбоев трубопровода для людей, служб экстренного реагирования и окружающей среды».

Окончательное правило касается мандатов Конгресса, вытекающих из Закона о безопасности трубопроводов от 2011 года, а также рекомендаций Национального совета по безопасности на транспорте и исследования , проведенного Счетной палатой правительства.

В феврале 2020 года PHMSA опубликовала Уведомление о предлагаемом нормотворчестве (NPRM) для более широкого использования автоматических и дистанционно управляемых запорных клапанов. Комментарии и информация, собранные в ответ на NPRM 2020, помогли PHMSA завершить сегодняшнее окончательное правило.

Окончательное правило было отправлено в Федеральный реестр 31 марта 2022 г. и вступит в силу через 180 дней после даты публикации.

###

Миссия Управления по безопасности трубопроводов и опасных материалов (PHMSA) заключается в защите людей и окружающей среды путем продвижения безопасной транспортировки энергии и других опасных материалов, которые необходимы для нашей повседневной жизни. PHMSA разрабатывает и обеспечивает соблюдение правил безопасной эксплуатации национальной системы трубопроводного транспорта протяженностью 2,8 миллиона миль и почти миллиона ежедневных поставок опасных материалов по суше, морю и воздуху. Пожалуйста, посетите https://www. phmsa.dot.gov или https://twitter.com/PHMSA_DOT для получения дополнительной информации.
 

Как перекрыть запорный газовый клапан

Знаете ли вы, где находятся ваши запорные газовые клапаны? Знание того, как отключить подачу газа в дом, может спасти вам жизнь в чрезвычайной ситуации.

Это также может вас заинтересовать: Когда вы в последний раз меняли шланги в своей бытовой технике? Вот как их все заменить

Вот как найти и использовать запорные газовые клапаны и когда отключать газ.

Где мой газовый запорный клапан и как его найти?

По данным Family Handyman, в большинстве домов есть два газовых запорных крана: уличный клапан и запорный клапан у дома. Разумно найти и пометить запорные газовые краны как можно скорее после переезда в новый дом, чтобы вы могли быстро найти их в экстренной ситуации.

Уличный вентиль обычно располагается рядом с газовым счетчиком. Для поворота уличного клапана обычно требуется гаечный ключ, и он предназначен для работы подрядчиком газовой компании или другим специалистом. Тем не менее, вам может понадобиться перекрыть уличный клапан в экстренной ситуации, если вы не можете найти свой домашний клапан.

Домашний запорный газовый кран обычно располагается где-то на газопроводе между счетчиком и первым газовым прибором в вашем доме. Большинство внутренних клапанов представляют собой шаровые краны. Если у вас есть газовая система высокого давления, ваш главный запорный клапан может быть рядом с вашей печью или водонагревателем. Газовые системы высокого давления чаще встречаются в новостройках. Отключение запорной арматуры на стороне дома или главного запорного клапана отключит подачу газа во весь дом.

Газовые приборы имеют собственный запорный вентиль на линии подачи. Запорные клапаны приборов обычно представляют собой шаровые краны, и вы можете найти их, осмотрев газовые линии в пределах нескольких футов от прибора.

Зачем мне отключать подачу газа?

Как правило, вам нужно перекрыть вентиль подачи газа на стороне дома или в главном газопроводе только в том случае, если вы подозреваете утечку газа. Если вы чувствуете запах газа или слышите шипящий звук газа, выходящего из линии подачи, лучше как можно быстрее отключить основную подачу и эвакуироваться из дома, пока вы ждете помощи от опытного подрядчика.

Если вам необходимо отремонтировать или заменить газовое оборудование, вам необходимо сначала перекрыть подачу газа с помощью запорного клапана устройства. Отключение клапана подачи газа позволяет вам или инженеру безопасно работать с устройством, не отключая подачу газа во всем доме.

Другие статьи по теме:

• Как установить или заменить газовый водонагреватель?
• Как повторно зажечь контрольную лампочку водонагревателя
• Как повторно зажечь запальник печи за 5 простых шагов
• Сколько стоит газовый камин?
• Как разжечь газовый камин: пошаговое руководство

Как отключить подачу газа?

Вы можете перекрыть внутренний вентиль, главный подающий вентиль или вентиль прибора, повернув рычаг на шаровом кране на четверть оборота, пока он не окажется перпендикулярно подающей трубе.