Охранная зона газопровода низкого давления
В настоящей статье мы расскажем, что такое газораспределительная сеть (далее также ГРС) низкого давления, проанализируем, каким образом она учитывается в реестре недвижимого имущества, как для нее определяются и ставятся на кадастровый учет охранные зоны.
Охранная зона для газопровода низкого давления, нормативный акт
Газопровод низкого давления является одним из видов газораспределительной сети. В такие сети могут входить газопроводы низкого, среднего и высокого давления.
По газораспределительной сети осуществляется доставка газа от магистральных газопроводов до конечного потребителя, т.е. до жилых домов и предприятий. Газораспределительная сеть, как правило, признается объектом недвижного имущества и, соответственно, проходит реестровый учет.
Таким образом, ГРС проходит технический (кадастровый) учет и государственную регистрацию прав на него. Технический учет газопровода проводится посредством определения координат и протяженности нитки трубопровода. После этого осуществляется его постановка на кадастровый учет как линейного объекта. Права на сеть заявляются либо эксплуатирующей организацией, либо предприятием, являющимся собственником газопровода — ввода.
Для лучшего понимания данного вопроса приведем основные термины, используемые в действующем законодательстве:
1) Распределительные газопроводы – газопроводы, обеспечивающие подачу газа от газораспределительных станций магистральных газопроводов или других источников газоснабжения до газопроводов-вводов или организаций, потребляющих газ;
2) Межпоселковый газопровод – распределительный газопровод, проложенный между поселениями;
3) Газопровод-ввод – газопровод от места присоединения к распределительному газопроводу до отключающего устройства или наружной конструкции здания либо сооружения потребителя газа.
Охранная зона газопровода низкого давления – сколько метров?
Охранная зона наружного газопровода низкого давления составляет по 2 метра от оси нитки, также как и для ГРС среднего и высокого давления.
Охранная зона подземного газопровода низкого давления составляет по 3 метра от оси нитки, также как и для ГРС среднего и высокого давления.
Поскольку даже ГРС низкого давления является опасным объектом, любые работы, проводящиеся вблизи нее, должны осуществляться только под строгим надзором и контролем специалистов эксплуатирующей организации. Любое повреждение сети может привести к несчастному случаю или же оставить в зимнее время без отопления целый населенный пункт. Именно это вызывает необходимость устанавливать охранные зоны газопроводов низкого давления, среднего и высокого давления.
В границах охранных зон газа запрещаются строительство жилых строений, земляные работы, ограничение доступа к сетям для сотрудников газовых организаций, разведение огня и т.д.
Так как газопровод является источником повышенной опасности на указанных охранных территориях необходимо соблюдать режим ограниченной хозяйственной деятельности. Это означает, что любые действия, которые могут привести к выходу из строя газопровода, запрещены. Например, земляные работы в зоне отчуждения ГРС могут привести к взрыву и несчастному случаю.
Следует иметь в виду! Охранная зона газопровода низкого давления для строительства может оказаться серьезным препятствием.
Установление охранной зоны газопровода
На местности территория отчуждения обозначается специальными знаками. Мероприятия по информированию должны проводиться предприятием – собственником ГРС. Кроме того, собственнику сети надлежит обеспечить внесение сведений о границах охранных зон в Государственный реестр недвижимости.
Установление охранной зоны газовой сети, ее координирование обеспечивает кадастровый инженер. Постановка ГРС на учет начинается с подготовки в отношении нее технического плана, в котором будут отражены уникальные характеристики объекта: протяженность, координаты и т.д. По нормам действующего законодательства регистрация прав на объект и кадастровый учет происходят одновременно.
После того как сведения вносят в госреестр недвижимости, кадастровый инженер готовит карту (план). Карта (план) – это специальный документ, на основании которого сведения о территории отчуждения объекта вносятся в госреестр недвижимости.
Следует также учесть, что постановка ГРС низкого давления на государственный кадастровый учет – это обязанность собственника нитки. Если владелец сети не обеспечил установления охранной территории, он лишается возможности требовать возмещения убытков в случае несанкционированных работ и повреждения ГРС. Также при отсутствии охранной территории собственник ГРС в случае аварии не сможет требовать беспрепятственного прохода, проезда к месту поломки.
Самая главная причина, по которой важно внести охранную зону надземных газопроводов низкого давления и высокого давления в Государственный реестр недвижимости, это предупреждение несчастных случаев и аварий. При отсутствии соответствующих сведений огневые или земляные работы вблизи ниток ГРС могут привести к взрыву.
Правила
охраны газораспределительных сетей
(утв. постановлением Правительства РФ от 20 ноября 2000 г. N 878)
7. Для газораспределительных сетей устанавливаются следующие охранные зоны:
а) вдоль трасс наружных газопроводов — в виде территории, ограниченной условными линиями, проходящими на расстоянии 2 метров с каждой стороны газопровода;
б) вдоль трасс подземных газопроводов из полиэтиленовых труб при использовании медного провода для обозначения трассы газопровода — в виде территории, ограниченной условными линиями, проходящими на расстоянии 3 метров от газопровода со стороны провода и 2 метров — с противоположной стороны;
в) вдоль трасс наружных газопроводов на вечномерзлых грунтах независимо от материала труб — в виде территории, ограниченной условными линиями, проходящими на расстоянии 10 метров с каждой стороны газопровода;
г) вокруг отдельно стоящих газорегуляторных пунктов — в виде территории, ограниченной замкнутой линией, проведенной на расстоянии 10 метров от границ этих объектов. Для газорегуляторных пунктов, пристроенных к зданиям, охранная зона не регламентируется;
д) вдоль подводных переходов газопроводов через судоходные и сплавные реки, озера, водохранилища, каналы — в виде участка водного пространства от водной поверхности до дна, заключенного между параллельными плоскостями, отстоящими на 100 м с каждой стороны газопровода;
е) вдоль трасс межпоселковых газопроводов, проходящих по лесам и древесно-кустарниковой растительности, — в виде просек шириной 6 метров, по 3 метра с каждой стороны газопровода. Для надземных участков газопроводов расстояние от деревьев до трубопровода должно быть не менее высоты деревьев в течение всего срока эксплуатации газопровода.
8. Отсчет расстояний при определении охранных зон газопроводов производится от оси газопровода — для однониточных газопроводов и от осей крайних ниток газопроводов — для многониточных.
9. Нормативные расстояния устанавливаются с учетом значимости объектов, условий прокладки газопровода, давления газа и других факторов, но не менее строительных норм и правил, утвержденных специально уполномоченным федеральным органом исполнительной власти в области градостроительства и строительства.
10. Трассы подземных газопроводов обозначаются опознавательными знаками, нанесенными на постоянные ориентиры или железобетонные столбики высотой до 1,5 метров (вне городских и сельских поселений), которые устанавливаются в пределах прямой видимости не реже чем через 500 метров друг от друга, а также в местах пересечений газопроводов с железными и автомобильными дорогами, на поворотах и у каждого сооружения газопровода (колодцев, ковров, конденсатосборников, устройств электрохимической защиты и др.). На опознавательных знаках указывается расстояние от газопровода, глубина его заложения и телефон аварийно-диспетчерской службы.
11. Опознавательные знаки устанавливаются или наносятся строительными организациями на постоянные ориентиры в период сооружения газораспределительных сетей. В дальнейшем установка, ремонт или восстановление опознавательных знаков газопроводов производятся эксплуатационной организацией газораспределительной сети. Установка знаков оформляется совместным актом с собственниками, владельцами или пользователями земельных участков, по которым проходит трасса.
12. В местах пересечения газопроводов с судоходными и сплавными реками и каналами на обоих берегах на расстоянии 100 м от оси газопроводов устанавливаются навигационные знаки. Навигационные знаки устанавливаются эксплуатационной организацией газораспределительной сети по согласованию с бассейновыми управлениями водных путей и судоходства (управлениями каналов) и вносятся последними в лоцманские карты.
Охранная зона газопровода
Что такое охранная зона газопровода?
У владельцев земельных участков часто возникает вопрос: что такое охранная зона газопровода, какие ограничения она накладывает?
Попытаемся разобраться.
Вполне понятно, что газопровод, представляет источник потенциальной опасности, в случае повреждения газопровода возможны различного рода утечки газа, возгорания, взрывы и т.д. Поэтому по территории, где проходит газопровод устанавливают охранную зону.
Нормативы
Охранная зона представляет собой участок земли, находящийся между двумя параллельными линиями, проходящими по обе стороны от оси газопровода (параллельно).
Расстояние от оси газопровода до границы зависит от категории газопровода. В настоящее время действуют следующие нормативы:
- вдоль трасс наружных газопроводов — 2 метра с каждой стороны газопровода;
- вдоль трасс подземных газопроводов из полиэтиленовых труб при использовании медного провода для обозначения трассы газопровода — в виде территории, ограниченной условными линиями, проходящими на расстоянии 3 метров от газопровода со стороны провода и 2 метров — с противоположной стороны;
- вдоль трасс наружных газопроводов на вечномерзлых грунтах независимо от материала труб — в виде территории, ограниченной условными линиями, проходящими на расстоянии 10 метров с каждой стороны газопровода;
- вокруг отдельно стоящих газорегуляторных пунктов — в виде территории, ограниченной замкнутой линией, проведенной на расстоянии 10 метров от границ этих объектов. Для газорегуляторных пунктов, пристроенных к зданиям, охранная зона не регламентируется;
- вдоль подводных переходов газопроводов через судоходные и сплавные реки, озера, водохранилища, каналы — в виде участка водного пространства от водной поверхности до дна, заключенного между параллельными плоскостями, отстоящими на 100 м с каждой стороны газопровода;
- вдоль трасс межпоселковых газопроводов, проходящих по лесам и древесно-кустарниковой растительности, — в виде просек шириной 6 метров, по 3 метра с каждой стороны газопровода. Для надземных участков газопроводов расстояние от деревьев до трубопровода должно быть не менее высоты деревьев в течение всего срока эксплуатации газопровода.
Причём нормативные расстояния устанавливаются с учетом значимости объектов, условий прокладки газопровода, давления газа и других факторов, но не менее строительных норм и правил, утвержденных специально уполномоченным федеральным органом исполнительной власти в области градостроительства и строительства. То есть больше приведенных можно, но меньше — нельзя. Данные нормативы введены Постановлением Правительства РФ от 20 ноября 2000 г. № 878 «Об утверждении Правил охраны газораспределительных сетей».
Как правило, на частных земельных участках только трубы снабжения газопотребителей. Например, это может быть стальная труба диаметром 80мм. У такого газопровода охранная зона — 2 метра с каждой стороны.
Ограничения
Земельные участки, попадающие в охранные зоны газовых сетей накладываются обременения:
- Запрещается строить любые строения;
- Производить реконструкцию и снос мостов с проложенными на них газопроводами без согласования с эксплуатирующей организацией;
- Нельзя уничтожать знаки реперные и другие на газопроводах;
- Запрещается устраивать свалки в охранной зоне, разливать кислоты щелочи и др. растворы;
- Огораживать и перегораживать газопроводы, препятствовать доступу обслуживающего персонала;
- Разводить огонь в охранных зонах и размещать источники огня;
- Рыть погреба, обрабатывать почву на глубину больше тридцати сантиметров;
- Самовольно подключаться к газораспределительным сетям;
- Сельскохозяйственная деятельность производится на основании письменного разрешения эксплуатирующей организации.
Установление зон
Утверждение границ охранных зон и наложение обременения для существующих сетей производится без согласования с собственниками земельных участков. Для строящихся газопроводов необходимо согласие собственника земельного участка.
Проведение работ в охранной зоне
Для проведения работ в охранной зоне газопровода необходимо получить разрешение на проведение таких работ. Организация желающая производить работы в охранной зоне обязана не менее чем за три рабочих дня до начала работ пригласить представителей эксплуатирующей организации на место производства работ.
Любые работы в охранных зонах газораспределительных сетей должны производяться при строгом выполнении требований по сохранности вскрываемых сетей и других инженерных коммуникаций, а также по осуществлению безопасного проезда специального автотранспорта и прохода пешеходов.
Условные обозначения
Как правило, газопроводы обозначаются в виде трёх красных линий (оси и границ), покрытых штриховкой:
однако, на разных планах, могут быт другие условные обозначения.
Что понимается под охранной зоной газопровода?
Охранные зоны газопроводов предусмотрены для защиты газопроводов от повреждений и предотвращения несчастных случаев. Это территория с особыми условиями использования, устанавливаемая вдоль трасс газопроводов и вокруг других объектов газовой системы в целях обеспечения нормальных условий ее эксплуатации.
На территории охранных зон разрешается ведение сельскохозяйственных работ, однако запрещается вести строительство. Работы по реконструкции существующих зданий, сооружений и сетей должны быть согласованы с организацией, осуществляющей обслуживание и эксплуатацию газопровода. К числу работ, которые запрещено проводить в охранной зоне, относится также обустройство подвалов, компостных ям, выполнение сварочных работ, установка ограждений, создание свалок и хранилищ, установка лестниц, опирающихся на газопровод.
Какова ширина охранной зоны газопровода?
Для ответа на данный вопрос следует определиться какой вид газопровода вас интересует:
— газопровод давлением газа свыше 1,2 МПа;
— газопровод с давлением газа до 1,2 МПа.
Охранная зона газопровода давлением свыше 1,2МПа устанавливается «Правилами охраны магистральных трубопроводов» и представляет собой участок земли, ограниченный условными линиями, проходящими в 25 м от оси трубопровода с каждой стороны. При этом, для подводных переходов охранная зона, в виде участка водного пространства от водной поверхности до дна, составляет 100 м от оси газопровода в каждую сторону.
Охранная зона газопровода давлением до 1,2 МПа устанавливается «Правилами охраны газораспределительных сетей» и представляет собой территорию, ограниченную условными линиями, проходящими на расстоянии 2 метров с каждой стороны газопровода. При этом размер охранной зоны увеличивается в случае:
— подводного перехода газопровода через судоходные и сплавные реки, озера, водохранилища, каналы — 100 м с каждой стороны;
— газопровода на вечномерзлых грунтах — 10 м с каждой стороны;
— прокладки вдоль полиэтиленового газопровода провода-спутника — 3 м от газопровода со стороны провода и 2 м — с противоположной стороны;
— прокладки межпоселкового газопровода по лесам или древесно-кустарниковой растительности — 3 метра с каждой стороны.
Важно заметить:
Понятие охранной зоны газопровода не следует путать с величиной минимально допустимых расстояний от газопровода до зданий и сооружений.
Минимально допустимые расстояния от газопровода давлением свыше 1,2 МПа до зданий и сооружений должны приниматься в зависимости от класса и диаметра трубопроводов не менее, указанных в табл. 4 СП 36.13330.2011 Магистральные трубопроводы.
К примеру, для подземного магистрального газопровода первой категории условным диаметром 1200 мм давлением 5,4 МПа охранная зона – 25 м с каждой стороны, а минимально допустимое расстояние до границы города или дачного поселка – 300 м, до автомобильной дороги 1 категории – 225 м, до отдельно стоящего нежилого строения – 175м.
Минимально допустимые расстояния от газопровода давлением до 1,2 МПа до зданий и сооружений должны приниматься в зависимости от давления газопровода не менее, указанных в Приложениях Б, В СП 62.13330.2011* Газораспределительные системы.
К примеру, для подземного стального газопровода условным диаметром 100 мм, давлением свыше 0,1МПа и до 0,3 МПа -охранная зона – 2 м с каждой стороны газопровода, а минимально допустимое расстояние до фундамента жилого дома – 4 м, до бордюрного камня автомобильной дороги – 1,5 м.
Охранная зона газопроводов
Доброго времени суток, уважаемый читатель! В сегодняшней статье хочу познакомить Вас с охранной зоной газопровода. Но не просто дать цифры в метрах, а еще и дать возможность самостоятельно определить – попадает место планируемых работ в охранную зону или нет.
Итак, теперь все по порядку:
Для чего нужна охранная зона газопровода?
Все мы прекрасно понимаем, что по газопроводам проходит газ (извините за каламбур) и труба может оказаться порой в самых неожиданных местах. Тем не менее, как показывает сложившаяся практика, при производстве земляных работ, например, у себя на придомовом участке, попросив соседа, желающего подхалтурить на рабочем экскаваторе, помочь выкопать по-быстрому траншею под водопровод, канализацию, телефонный или электрический кабель – мы часто не задумываемся, что под землей может проходить газопровод, и что его можно повредить. При чем можно как поцарапать – повредить изоляцию у стального газопровода (что чревато прогниванием в будущем, загазованностью грунта, потом подвалов соседних домов и…), так и сразу порвать – полиэтиленовый газопровод среднего или низкого давления. Для того, чтобы исключить такие случаи в Правилах промышленной безопасности в области газоснабжения было введено такое понятие, как охранная зона газопровода.
Что же такое – охранная зона газопровода?
Если газопровод проходит под землей – охранной зоной его является участок земли, находящийся между двумя параллельными линиями, проходящими по обе стороны от оси газопровода (параллельно), как показано на рисунке.
Охранная зона газопровода
По своей величине этот участок земли – охранная зона – для каждой категории газопроводов (про деление газопроводов на категории уже говорилось тут) различается и приводится в таблице ниже:
Как мы видим, из таблицы – чем под большим давлением находится газопровод, тем больше его охранная зона, что вполне логично.
Также, если Вы надумали производить какие-либо работы в местах подводных переходов газопроводов через водные преграды – Вам следует знать, что охранная зона будет равна 50 метрам в каждую сторону от оси трубы, независимо от категории газопровода (кроме магистральных).
Пример указателя-привязки газопровода на стене ГРП
С размером охранной зоны определились, встает очередной вопрос:
Как определить место прохождения и тип газопровода?
Тут, в принципе, особо сложного тоже ничего нет. Дело в том, что на местности для трассы прохождения газопровода существуют специальные указатели, так называемые привязки. Привязки представляют собой прямоугольную информативную знак-табличку размером 140×200 мм, на которой указана вся информация о проходящем газопроводе в зашифрованном виде(к этому еще вернемся). Бывают желтого и зеленого цвета. Такие указатели могут устанавливаться как на стенах зданий, так и на отдельно стоящих столбиках – специально для этого предназначенных. Их можно найти порой в самых неожиданных местах (см. фото указатель на стене ГРП). Указатели, в населенных пунктах можно найти на расстоянии прямой видимости не более 100 метров друг от друга (500 метров – вне населенных пунктов) – это для прямых участков газопровода.
Дополнительно их можно найти в местах поворота газопровода, перехода через автомобильные и железные дороги, реки, в местах ответвлений, а также в местах пересечения газопровода с границами владельцев земельных участков и крепятся привязки на высоте 1,5 -2 метра от уровня земли (если на стене или ж/б опоре). Повернуты эти таблички всегда лицевой стороной к газопроводу. Вне населенных пунктов такие привязки-указатели нанесены на опорах, стоящих в 1 метре справа от оси трубы (если смотреть по ходу движения газа).
Так, будем считать, что привязку к газопроводу мы нашли, теперь будем разбираться – как расшифровать табличку-указатель прохождения газопровода? Таблички, как было указано выше бывают желтого и зеленого цвета. В принципе – там интуитивно все понятно, но я все же объясню – для этого обратимся к картинке.
Цвет таблички (фон) обозначает материал газопровода: желтая – полиэтилен, зеленая – сталь. Теперь надписи.
Желтая таблица (полиэтиленовые газопроводы):
Первая (верхняя) строка – обозначает давление в газопроводе и материал:
например ПЭ 0,3 обозначает, что полиэтиленовая труба под давлением 0,3 МПа (варианты: для 0,6 МПа – вместо 0,3 будет написано 0,6 – если же в трубе низкое давление, то вместо 0,3 – будет маркировка н.д.)
Вторая строка обозначает транспортируемую среду и диаметр трубы. Например: газ 150 обозначает, что в по трубе наружным диаметром 150 мм транспортируется ГАЗ. Тут могут быть варианты только с диаметром (32, 50, 90, 110 и др.).
Третья строка (если есть) – условное обозначение сооружения на подземном газопроводе. Например: УП 30 -информирует месте угла поворота газопровода на 30 градусов.
Четвертая строка – для нас самое важное – стрелочки и цифры Например: стрелка одна указывает вправо, под ней цифра 3, другая указывает вниз, под ней цифра 7, эта привязка нам скажет, что указанный выше газопровод (или угол поворота газопровода) находится на 3 метра вправо и на 7 метров вперед от оси таблицы до оси сооружения (как на стрелках, в общем).
Зеленая таблица (стальные газопроводы):
Расшифровка указателей газопровода
Первая строка: слева – категория газопровода (варианты: I К – 1 категория, II К – 2 категория, СД – среднее давления, НД – низкое давление) – более подробно про деление газопроводов можно узнать тут. Справа – диаметр трубы в милиметрах. Например: IК 80 – подскажет, что по стальному трубопроводу диаметром 80 мм. транспортируется газ под давлением 1 категории. Да, для газопроводов высокого давления наносится красная окантовка по краю таблички.
Вторая строка – условное обозначение угла поворота или сооружения на подземном трубопроводе.
В нижней части, как и на желтой таблице, указаны расстояния от оси привязки до оси объекта на газопроводе или угла поворота. Пример можно посмотреть выше, повторяться не буду.
В заключение статьи хочу сказать, что не всякий прораб, проводящий земляные работы, в охранной зоне газопровода разбирается в указателях-привязках газопровода, что часто приводит к неприятным последствиям – таким как повреждение трубы, которое может вызвать перебои в газоснабжении целых районов города. В любом случае, при производстве земляных работ в охранной зоне газопровода нужно получить письменное разрешение на право производсва земляных работ от газоснабжающей организации Вашего района. Даже если Вы не знаете номера телефона – наберите просто номер аварийной газовой службы – там подскажут куда обратиться.
Охранная зона газа среднего и высокого давления
В настоящей статье мы рассмотрим, что называется охранной зоной магистрального газопровода, каким образом устанавливаются такие территории для трубопроводов высокого и среднего давления (от 3 до 10 кг/см и свыше 10 кг/см соответственно).
Охранная зона (охранная территория, зона отчуждения) — территория вдоль газопровода, на которой вводится особый правовой режим с целью исключить внешнее воздействие и, как следствие, сбои в работе газовых систем трубопроводов.
Для начала следует отметить, что установление охранной зоны газопровода каким-либо специальным распоряжением не требуется. Они уже установлены Правилами охраны магистральных трубопроводов (утв. постановлением Госгортехнадзора РФ от 24 апреля 1992 г. N 9- далее Постановление). Нерешенным в некоторых случаях остается лишь вопрос определения их границ на местности и в картографических материалах.
Для того чтобы установить на местности границу охранной зоны магистрального газопровода высокого давления предварительно необходимо внести сведения о ней в госреестр недвижимости.
Все необходимые сопроводительные работы проведет для Вас кадастровый инженер. Ниже приведем подробный порядок действий, осуществляемых кадастровым инженером.
Порядок установления охранных зон магистральных газопроводов
Самое первое, что необходимо сделать кадастровому инженеру перед определением границы охранной зоны газопровода высокого давления и среднего давления, это поставить на реестровый учет сам трубопровод. Для этого осуществляется кадастровая съемка объекта недвижимости – трубопровода, по результату которой составляется технический план. В техническом плане обязательно должны обосновываться все уникальные характеристики объекта (например, протяженность трубопровода должна соответствовать информации, содержащейся в акте ввода в эксплуатацию). На основании технического плана в Росреестре одновременно происходят регистрация прав и государственный кадастровый учет трубопровода. После этого правообладатель получает на него выписку из госреестра недвижимости.
Следующим этапом установления охранных зон газопроводов высокого давления и среднего давления является координирование границ такой территории. Кадастровый инженер может осуществить это картометрически (уже без выезда на место) на основании ранее собранных данных. После этого все данные о координатах территории заносятся в карту (план) и сдаются в кадастровую палату для внесения в ЕГРН. Для того чтобы проверить корректность внесения координат, можно заказать выписку на кадастровый квартал или же выписки на земельные участки, по которым проходит газопровод. В выписке (в разделе «ограничения») должно быть указано обременение «охранная зона газопровода» (среднего давления или высокого давления).
Важно знать! Независимо от силы давления зона отчуждения магистрального газопровода (для природного газа) будет равняться 25 м в каждую сторону от оси.
Правила охраны газопроводов высокого давления
С целью исключения повреждения магистральных трубопроводов в границах охранных территорий вводится ряд запретов на осуществление хозяйственной деятельности. Некоторые виды работ допускается проводить только с согласования и под контролем специалистов эксплуатирующей газовой организации.
Важно знать! Требования к охранной зоне газопровода среднего давления и высокого давления не различаются.
В границах охранных территорий газовых трубопроводов в безусловном порядке запрещается:
— производить демонтаж километровых указателей газа, контрольно-измерительных пунктов (КИП), иных объектов газопровода, выходящих на поверхность;
— сливать в границах охранной зоны жидкости с высоким содержанием кислот, щелочи и соли;
— разводить костры;
— осуществлять иные виды деятельности, предусмотренные законодательством.
В границах охранной зоны газопроводов высокого давления, среднего давления без согласования собственника нитки газовой трубы запрещается:
-возводить объекты капительного строительства, временные сооружения;
— производить посадку деревьев, осуществлять выпас скота, складировать корм для сельскохозяйственных животных;
-любые виды земляных, огневых, взрывных работ;
— осуществлять иные виды деятельности, предусмотренные законодательством.
Решение вопроса по согласованию строительства в охранной зоне магистрального газопровода производится в эксплуатирующей организации.
Полный детальный перечень ограничений по хозяйственной деятельности указан в Правилах охраны магистральных трубопроводов (утв. Минтопэнерго РФ 29.04.1992, Постановлением Госгортехнадзора РФ от 22.04.1992 N 9).
Постановление правительства об охранных зонах магистральных трубопроводов как таковое отсутствует.
Зачем нужна охранная зона магистрального газопровода?
Зачем нужна охранная зона магистрального газопровода?Установленная и внесенная должным образом в госреестр недвижимости зона отчуждения магистрального газопровода среднего давления юридически защищает собственника нитки от последствий вмешательства в работу системы. Охрана газопровода высокого давления в таком случае будет обеспечена надлежащим образом.
Так, например, в случае аварии на газопроводной ветке вследствие несанкционированных земляных работ при наличии внесенной в ЕГРН охранной территории ответственным за последствие однозначно будет лицо, проводившее такие работы.
Если граница территории была установлена, лицо, планирующее правомерно провести земляные работы в охранной зоне газопровода высокого давления, будет осведомлено о наличии данного объекта. На местности опознавательные знаки будут указывать место прохождения нитки и размер охранной территории от оси газопровода. При заказе сведений из Государственного реестра недвижимости на земельный участок в разделе ограничения /обременения будет указано, что по участку проходит территория отчуждения с обозначением части обременения.
Напротив, отсутствие охранной зоны газовой магистрали в Государственном реестре недвижимости может к непоправимым последствиям. Например, проведение огневых работ без контроля специалистов газовой организации может привести к взрыву с большим количеством пострадавших. Ответственными за несчастные случаи будут, скорее всего, признаны сотрудники газовых организаций.
Предупредить такие последствия поможет наша компания. Наш кадастровый инженер проведет все необходимые работы по постановке на государственный кадастровый учет охранной зоны магистрального газопровода и самой нитки.
Некоторые особенности учета магистральных газопроводов и их охранных зон
- При постановке на государственный кадастровый учет магистральных трубопроводов оформлять права на земельные участки, под которым они проходят, не требуется (что прямо указывается в п.8 ст.90 Земельного кодекса РФ). Оформления требуют лишь земельные участки под объектами, которые выходят на поверхность: контрольно-измерительные пункты, газораспределительные станции, указатели газа и т.д. Также требуется установление охранной зоны газопровода — кадастровый учет/непонятно/, т.е. оформления границы такой территории. Земельные участки, под которыми проходит магистральная газовая труба, у собственников не изымаются и используются ими с учетом установленных ограничений. При этом собственники таких земельных участков вправе потребовать возмещения убытков.
- Следует отличать магистральные газовые трубопроводы от газораспределительных сетей. Магистральные трубопроводы выполняют функцию по транспортировке газа между городами, субъектами и даже странами. В то же время газорапсределительные сети предназначены для транспортировки газа от магистрального трубопровода к конечному потребителю. Естественно, что объемы поставляемого газа магистральных труб и газораспределительных сетей несопоставимы. Поэтому для большинства видов газораспределительных сетей устанавливается зона 2 м от оси. Правила использования охранных зон газораспределительных сетей содержит постановление об охранных зонах газопроводов среднего и высокого давления (Постановление Правительства РФ от 20 ноября 2000 г. N 878 «Об утверждении Правил охраны газораспределительных сетей»).
- Охранные зоны магистральных газовых трубопровода могут ставиться на учет путем подачи соответствующих заявлений в Росреестр. При подаче заявления к нему прилагается землеустроительное дело, включающее в себя карту (план) и пояснительный материал. Карты (планы), определяющие границы зоны, готовятся в виде электронного документы –xml файла.
- Предоставление земельных участков в охранной зоне магистрального газопровода происходит в обычном порядке с учетом требований Земельного кодекса. При этом при определении вида разрешенного использования, на наш взгляд, должна учитываться позиция эксплуатирующей организации.
Часто задаваемые вопросы по зонам отчуждения магистральных газопроводов
- Что такое охранная зона газопровода высокого давления?
Под охранной зоной понимается определенная территория вдоль газового трубопровода, в границах которой вводится ряд установленных нормативно-правовыми документами запретов по осуществлению деятельности. Такая территория устанавливается с целью исключить воздействие на трубопровод, которое может привести к сбою его работы.
Ограничения действуют как для сособственников земельных участков, в границах которых оказался газопровод, так и для лиц, не являющихся собственниками земли.
- Почему на моем земельном участке охранные зоны магистральных газопроводов высокого давления не оформлены? Какие могут быть последствия?
Такая ситуация может возникнуть, если эксплуатирующей газовой организацией не были предприняты меры по определению на местности и внесению в Государственный кадастр/реестр недвижимости сведений об охранных зонах. Не установление зоны может привести к несчастному случаю из-за того, что лицо, проводящее работы вблизи опасного объекта, не знало и не могло знать о наличии под землей опасного объекта.
- Какова охранная зона магистрального газопровода высокого давления?
Для среднего и высокого давления — это 25 метров от оси газопровода.
«Правилами охраны газораспределительных сетей», утвержденными постановлением Правительства РФ от 20.11.2000 № 878 определены следующие понятия:
«охранная зона газораспределительной сети» — территория с особыми условиями использования, устанавливаемая вдоль трасс газопроводов и вокруг других объектов газораспределительной сети в целях обеспечения нормальных условий её эксплуатации и исключения возможности её повреждения;
«нормативные расстояния» — минимально допустимые расстояния от газораспределительной сети до зданий и сооружений, не относящихся к этой сети, устанавливаемые при проектировании и строительстве этой сети, зданий и сооружений в целях обеспечения их безопасности, а также находящихся в них людей в случае возникновения аварийной ситуации на газораспределительной сети.
Для газораспределительных сетей устанавливаются следующие охранные зоны:
- вдоль трасс наружных газопроводов — в виде территории, ограниченной условными линиями, проходящими на расстоянии 2 метров с каждой стороны газопровода;
- вдоль трасс подземных газопроводов из полиэтиленовых труб при использовании медного провода для обозначения трассы газопровода — в виде территории, ограниченной условными линиями, проходящими на расстоянии 3 метров от газопровода со стороны провода и 2 метров — с противоположной стороны;
- вокруг отдельно стоящих газораспределительных пунктов — в виде территории, ограниченной замкнутой линией, проведенной на расстоянии 10 метров от границ этих объектов.
Нормативные расстояния от газопровода до других инженерных коммуникаций приведены в СНиП 2.07.01–89* «Градостроительство. Планировка и застройка городских и сельских поселений», а также в СП 42-101-2003 «Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем.
| Здания, сооружения и коммуникации | Расстояния по горизонтали (в свету), м, при давлении газопровода, МПа | |||
| до 0,005 | св. 0,005 до 0,3 | св. 0,3 до 0,6 | св. 0,6 до 1,2 | |
|
Фундаменты зданий и сооружений до газопроводов условным диаметром: до 300 мм | 2,0 | 4,0 | 7,0 | 10,0 |
| св. 300 мм | 2,0 | 4,0 | 7,0 | 20,0 |
| Здания и сооружения без фундамента | Из условий возможности и безопасности производства работ при строительстве и эксплуатации газопроводов. | |||
Ниже приведен неисправленный машинно-читаемый текст этой главы, предназначенный для того, чтобы предоставить нашим собственным поисковым системам и внешним механизмам очень богатый, представительный для главы текст для поиска каждой книги. Поскольку это НЕкорректированный материал, рассмотрите следующий текст как полезный, но недостаточный прокси для авторитетных страниц книги.
15 Проблема нефти и природного Безопасность газопровода * С. Г. Серебряков, Институт проблем нефти и газа РАН Добываемый в России природный газ транспортируется по магистральным газопроводам. связаны с Единой российской системой поставок природного газа (см. Рисунок 15-1), Есть такая система в мире. Общая длина всех трубопроводов в системе, которая принадлежит открытому акционерному обществу «Газпром», составляет 156 300 километров.Это включает в себя 268 компрессорных станций с общим количеством насосных единиц 4078 с 44,8 миллионов киловатт, а также 3818 станций распределения природного газа. По состоянию на 31 декабря 2005 года средняя продолжительность службы для основных природных газопроводам было 22 года. Их стабильная работа обеспечивается благодаря внедрение прогрессивных методов диагностики, планового технического обслуживания и ремонт. Газпром реализует комплексную программу реконструкции и техническое перевооружение газопроводов, компрессорных станций, и подземные хранилища на период 2007-2010 гг.Основные цели программы повышения эффективности газотранспортной системы, обеспечить транспортировку запланированных объемов газа и надежную работу система передачи и повышения промышленной и экологической безопасности всех его компоненты. Единая система сегодня работает на полную мощность. В 2005 году Газпром * Перевод с русского Келли Роббинс. 150
РОССИЯ КАЗАХСТАН КЫРГЫЗСТАН УЗБЕКИСТАН ТАДЖИКИСТАН TURKMENISTAN РИСУНОК 15-1. Единая система газоснабжения России.151 Рис 15-1.eps битовая карта пейзаж
152 БОРЬБА С ТЕРРОРИЗМОМ РИСУНОК 15-2. Запланированные маршруты магистральных газопроводов.Рис 15-2.eps битовая карта добыто 547,9 млрд кубометров природного газа. Принимая во внимание независимость производители и представители стран Центральной Азии, система транспортировки всего 699,7 миллиарда кубометров природного газа. Даже сегодня его передача мощность должна быть увеличена на 35 миллиардов кубометров, с дальнейшим увеличением необходимо в будущем, учитывая, что к 2020 г. Газпром планирует добыть 580-590 млрд. лев кубических метров природного газа с дополнительными 170 миллиардами кубических метров от независимых производителей.Запланированные маршруты магистральных газопроводов показано на рисунке 15-2. 24 подземных хранилища природного газа, расположенных в основных районах спрос на газ является важнейшим элементом единой системы. Они делают это возможность справиться с сезонными колебаниями спроса на природный газ, снизить пиковую систему нагрузки, и обеспечить гибкую и надежную передачу газа. Три подземных магазина в настоящее время ведется строительство объектов, в том числе под Волгоградом, который будет самый большой в своем роде в Европе, с объемом 800 миллионов кубических метров и суточная производительность 70 млн куб.Компания «Транснефть» общей протяженностью более 46 000 км. Единая система магистральных нефтепроводов (см. рис. 15-3) транспортирует 99,5% вся добываемая в России нефть как на нефтеперерабатывающие заводы, так и на экспорт в страны Содружество Независимых Государств, Польша, Германия, Словакия и Венгрия через систему нефтепроводов «Дружба» и через глубоководный миналы на Черном и Балтийском морях. «Транснефть» обслуживает территорию в два раза больше
Нефтепровод Станция перекачки нефти порт Белорусская автоцистерна Очистительный завод МОСКВА РУССКИЙ F E D E R AT I O N Грузия Азербайджан Казахстан Туркменистан Узбекистан 153 РИСУНОК 15-3. Единая система магистральных нефтепроводов Транснефти и ближнего зарубежья.Рис 15-3.eps битовая карта пейзаж
154 БОРЬБА С ТЕРРОРИЗМОМ системы снабжения нефтью в США и предоставляет транспортные услуги нефтедобывающим предприятия в республиках казахстан и азербайджан. В конце 2005 года общая протяженность магистральных трубопроводов России была более более 231 000 километров, в том числе: • Основные газопроводы: 161 100 км. • Основные нефтепроводы: 49 000 километров • Основные нефтепродуктопроводы: 19 500 км • Аммиакопроводы: 1400 километров Все эти объекты представляют значительную опасность для персонала, общественности, и окружающая среда.Отчет, представленный в 2005 году Федеральной службой по Тал, технологический и ядерный надзор (FSETNO) показывает, что следующие факторы представляют основную угрозу целостности магистрального трубопровода Услуги: • Интенсивное развитие процессов коррозии под напряжением на большом диаметре магистральные газопроводы из-за износа защитного герметика трубопроводы, которые были построены 15 или более лет назад. В то время как с 1991 года до 1996 года число несчастных случаев по этой причине составляло около четверти аварии в системе «Газпром»; с 1998 по 2003 год, несчастные случаи из-за этого причина составляла треть от общего числа; а в 2005 году эта цифра была уже больше чем 50 процентов.• Значительный рост числа случаев несанкционированных подключений на нефтепроводы и нефтепродуктопроводы с целью кражи транспортируются. Этот рост краж был особенно острым в республиках из Дагестана и Чечни; Самарская, Нижегородская и Саратовская области; и Ставропольский и Краснодарский край. • Несчастные случаи из-за плохих строительных и монтажных работ в результате из-за отсутствия эффективной системы технического мониторинга соблюдение требований при интенсивном строительстве основных объектов трубопроводного транспорта. связи в 1970-х и 1980-х годах.Проведенный ФСЭТНО анализ результатов исследований происшествия, произошедшие в 2005 году, представлены в таблице 15-1. В таблице 15-2 представлен анализ FSETNO статистики несчастных случаев и травм для Основные операции трубопроводного транспорта за 2005 год по сравнению с аналогичными показателями 2004. Наиболее значимыми авариями в 2005 году стали аварии на Петровск-Елецком магистральный газопровод 18 января 2005 года и Хадыженск-Псекуп- Магистраль Скайско-Краснодарский магистральный 7 августа 2005 г.18 января 2005 года построен магистральный газопровод Петровск-Елец
ПРОБЛЕМА БЕЗОПАСНОСТИ НЕФТИ И ПРИРОДНОГО ГАЗОПРОВОДА 155 ТАБЛИЦА 15-1. Результаты расследований несчастных случаев в 2005 году Природный газ Нефтепродукт Причина Трубопроводы Трубопроводы Всего трубопроводов 1. Внешние механические воздействия, в том числе 3 12 5 20 Резка — 8 1 9 Строительное оборудование 3 4 4 11 Терроризм — — 2.Коррозионное повреждение 14 — 14 3. Временная конструкция или монтажные работы 3 2 — 5 4. Ошибка оператора 1 — 1 2 5. Дефектные части или материалы получено от производителя 2 2 — 4 Всего 19 13 3 45 ТАБЛИЦА 15-2. Коэффициенты несчастных случаев и несчастных случаев со смертельным исходом для крупных трубопроводных операций в 2004 и 2005 Количество несчастных случаев Количество погибших в результате травм Трубопроводы 2004 2005 +/- 2004 2005 +/- Природный газ 29 19 — 10 2 2 0 трубопроводы Нефтепроводы 19 13 — 6 3 2 — 1 Очищенный продукт 0 3 +3 1 — 1 трубопроводы Итого 48 45 — 13 6 4 — 2 Общая длина 231 231 0 трубопроводы (в тысячи км) в 1981 году и принадлежит Газпрому и Обществу с ограниченной ответственностью «Мострансгаз» был нанесен урон на отметке 316 километров, которая взорвала 55 метров трубы и заставил газ воспламениться.Авария произошла в результате образования во время трубопровода операции продольных трещин на поверхности трубы, которые на данный момент аварии, не смогли обеспечить ожидаемую стабильность и привели к трубопроводу Сегмент уничтожается. Экономическое воздействие аварии составило 3710900 rubles.1 7 августа 2005 года магистральный нефтепровод Хадыженск-Псекупская-Краснодар линия начала сбрасывать нефть в канал Чиби на его 80-километровой отметке в Республика Адыгея. Авария произошла из-за несанкционированного воровства
156 БОРЬБА С ТЕРРОРИЗМОМ доступ к трубопроводу для кражи нефти.Расходы на борьбу с аварией и ее Последствия составили 3 732 185,54 руб. Для обеспечения промышленной безопасности основных объектов трубопроводного транспорта Газпром, Транснефть и Транснефтепродукт, Комплексные программы для Диагностика объекта, техническое перевооружение, реконструкция и капитальный ремонт были разработаны и скоординированы с FSETNO и в настоящее время реализованы. Следует отметить, что защита трубопроводов от терроризма значение в последние годы, особенно после 11 сентября 2001 года.Результаты проверок ФСЕТНО в 2005 году на уровне, до которого опасны Защита производственных объектов от террористических актов показала, что в целом На всех предприятиях с такими объектами разработана система мер по предотвращению террористические акты и заключили соглашения со специализированными службами для их защиты. Территория самых важных объектов окружена забором или другим защитные барьеры. Между тем, многие объекты (скважины, трубопроводы и т. Д.) незащищенный; поэтому принимаются меры для их регулярного патрулирования.Все объекты оснащены телефонными линиями прямой связи с Службы безопасности и диспетчерские центры безопасности. Планы на новые опасные объекты включает в себя установку внешних центров видеонаблюдения. Отдельные террористические акты были проведены против трубопроводов в России, прежде всего в период военных действий в Чечне. 15 апреля 1996 г. бомбардировка разорвала крупный газопровод диаметром 1200 миллиметров на левом берегу реки Терек в Шелковской области в Республике Чечня.Когда взрывное устройство было взорвано возле газопровода выходит из подполья, весь трубопровод сорвался с опор. Взрыв произвел кратер 33 на 29 метров в области и 10 метров в глубину. Трубопровод перерыв привел к пожару, который сгорел в общей сложности 25 000 квадратных метров на обоих берегах река Терек. 14 июня 1999 года диверсия привела к аварии на 124-километровой отметке на линейной части магистрального нефтепровода Грозный-Баку, которая принадлежит Открытое акционерное общество «Черномортранснефть» и акционерное общество Транснефть.Введенный в эксплуатацию в 1983 году нефтепровод Грозный-Баку имеет давление 4,3 мегапаскаля и транспортирует смесь азербайджанских и Дагестанское масло. Поднятый участок трубопровода на его 124-километровой отметке в русло реки Ярык-Су подвешено на опорах и построено из трубы, которая 720 миллиметров в диаметре. Авария была вызвана энергетическим воздействием взрывное устройство, размещенное под трубопроводом. Всего 199 кубометров нефти (169 метрических тонн) было разлито, загрязнив около 3 га близлежащей территории в бассейне реки.Расходы на борьбу с аварией и ее последствия Итого 664 896 рублей. Эти примеры дают графическую демонстрацию ущерб, причиненный террористическими актами. Потенциальная террористическая угроза и увеличение количества сокращений в нефтепроводах с целью несанкционированного удаления масла потребовали от «Транснефти» принять
ПРОБЛЕМА БЕЗОПАСНОСТИ НЕФТИ И ПРИРОДНОГО ГАЗОПРОВОДА 157 определенные меры по предотвращению повреждения элементов энергетической инфраструктуры.В 2000 компания начала работать над созданием концепции эффективной вертикали интегрированная корпоративная система безопасности. Создан отдел систем безопасности, в том числе мобильные вооруженные формирования и подразделения экономической безопасности для компании в целом и для своих дочерних предприятий, для обеспечения физической защиты транспорта нефти объекты. Для предотвращения повреждения трубопровода и кражи нефти из-за несанкционированного трубопровода сокращений, Департамент систем безопасности вводит несколько технических возможностей связи и отслеживание всех современных научных исследований в этой области как в Россия и за рубежом.В последние годы оборудование безопасности было установлено на 78 процентов средств компании. Трубопроводы представляют собой удобную цель для террористов, поскольку Взрывное устройство может выбить их из строя на несколько недель. Именно по этой причине что они стали центром саботажа в Ираке. По данным Института анализа глобальных Курити (США) с конца войны, объявленной Джорджем Бушем в апреле 2003, 37 нападений на трубопроводы, нефтяные объекты и их персонал были зарегистрированы в 2003, 147 в 2004 году, 100 в 2005 году, 100 в 2006 году и 5 в январе 2007 года.Большинство эти нападения произошли на трубопроводах, ведущих к турецким и сирийским терминалам на Средиземное море, в нефтеперерабатывающем комплексе Байжи в 200 км к северу от Багдаде, и на нефтяных объектах к югу от Басры, где более двух третей территории Ирака добывается нефть (см. Рисунок 15-4). Доказанные запасы нефти Ирака составляют 15,5 миллиарда метрических тонн (9,6 процента от мировых резервы), занимая четвертое место после Саудовской Аравии, России и Ирана. Между тем, после падения до 65,7 млн. Метрических тонн в 2003 году и роста до 99.2 млн. тонн в 2004 году, добыча нефти снова упала на 10 процентов до 89,5 млн. метрических тонн в 2005 году. Иракская нефть может снизить давление на мировые рынки высокий спрос со стороны Китая, проблемы с ядерной программой Ирана и беспорядки в нефтедобывающем регионе Нигерии в дельте Нигера. Тем не менее, страна не даже удовлетворения своих внутренних потребностей. В результате Ирак импортирует очищенную нефть продукты по очень высоким ценам при одновременном увеличении экспорт нефти и зарабатывание денег для восстановления своей экономики.«Каждый день, когда поставки нефти парализованы, обходится нам в 60 миллионов долларов», — иракская нефть министр Тамир Гадбан заявил. Все это привело к тому, что Ирак потерял больше 10 миллиардов долларов от продажи нефти, подорвало перспективы восстановления страны, и привело к ситуации, когда нефтяные компании не рискуют инвестировать в развитии иракской нефтегазовой промышленности. Успех террористических актов в Ираке привел террористов к другим нефтедобывающим страны обратят внимание на трубопроводы и другие объекты нефтяной промышленности.В Декабрь 2004 г. повстанцы атаковали нефтяное месторождение в Судане. В Индии сепаратисты взяла на себя ответственность за несколько нападений на нефтепроводы в штате Ассам, источник около 15 процентов добычи нефти в Индии. Растущий спрос на нефть в страна делает свою экономику все более чувствительной к перебоям в поставках. В В Турции курдские партизаны нанесли серию ударов по нефтепроводам. В-
158 БОРЬБА С ТЕРРОРИЗМОМ РИСУНОК 15-4. Карта нефтепроводов Ирака.Рис 15-4.eps битовая карта зацепки на буровых платформах в Нигерии в 2006 году привели к остановке добычи нефти в этой стране. Однако самые большие перебои с поставками нефти на мировой рынок быть вызваны действиями против нефтепроводов Саудовской Аравии, которая производит около 25 процентов мировой нефти, которая имеет около 17000 километров трубопроводы по всей стране, в основном, расположены под землей. Экономисты подсчитали, что риск террористических атак уже вызвало рост цены на нефть примерно на 10 долларов за баррель, что является своего рода страховкой Mium.Террористы четко понимают, что цены на нефть растут в результате диверсий Против нефти и природного газа очень остро чувствуют трубопроводы не только США. экономика, которая потеряла около 40 миллиардов долларов по этой причине в 2004 году, но и мировая экономика.
ПРОБЛЕМА БЕЗОПАСНОСТИ НЕФТИ И ПРИРОДНОГО ГАЗОПРОВОДА 159 Самый очевидный способ обеспечить повышенную безопасность трубопроводов — это опубликуйте патрули безопасности и создайте буферные зоны вдоль их маршрутов, в которых Торированный доступ запрещен.В Ираке целая армия из 14 000 охранников была Размещены вдоль трубопроводов и на нефтяных скважинах и нефтеперерабатывающих заводах. Системы обнаружения неровностей и сложные современные системы контроля особо уязвимые места могут сыграть важную роль в защите трубопроводы. Эти системы, которые используют сверхчувствительные устройства сейсмического мониторинга, может обеспечить раннее предупреждение, если диверсанты приблизятся к охраняемой территории. такие системы удаленного мониторинга трубопроводной сети могут быть очень дорогими; однако они позволили бы избежать затрат на поддержку значительного не может контингент войск для защиты сети, так как кадровые потребности будут ограничены небольшими группами быстрого реагирования.Эти системы могут быть дополнены наблюдением с воздуха, в том числе использование беспилотных беспилотников, способных летать до 30 часов на средних и низких высоты и передачи изображений с высоким разрешением на центральную станцию для быстрая обработка. Были сообщения о разработке беспилотного самолета оснащен автоматическим оружием, которое может быть использовано против диверсантов. Unfor- К счастью, большинство стран, где такие системы будут наиболее эффективными не хватает необходимых финансовых ресурсов для их приобретения.В таких случаях даже заборы и стены могут быть использованы в качестве защитных мер для предотвращения доступа к объектам. Новые трубопроводы должны быть проложены под землей. Это увеличивает их стоимость строительства, но возврат инвестиций быстрый. Также важно сократить время повреждение и ремонт трубопроводов; чем короче время, тем меньше наносится ущерб. Имея это в виду, было бы целесообразно уменьшить длину поврежденного трубопровода сегменты, которые должны быть отремонтированы. Однако следует понимать, что обеспечение безопасности природного газа и Нефтепроводы — довольно сложная проблема, решение которой определяется улучшенное оборудование и технологии для строительства новых трубопроводов, более надежные диагностика, современные средства быстрого устранения последствий аварий, и, с другой стороны, разработка эффективных мер и оборудования для предотвращение террористических атак на элементы нефтегазовой инфраструктуры.нет Независимо от того, какое новое оборудование или возможности могут быть предложены, оно будет только увеличиваться стоимость барреля нефти, которая уже достигла колоссального уровня. Так долго как нефть и природный газ являются основой, на которой функционирует мировая экономика, Угроза таких атак, очевидно, сохранится, и новые достижения в этой сфере их предотвращение неизбежно приведет к увеличению цены барреля нефти. НОТЫ 1. Примерно 132 343 долл. США по обменному курсу, действовавшему на тот момент.2. Примерно 131 323 долл. США по обменному курсу, действовавшему на тот момент. 3. Примерно 26 810 долл. США по обменному курсу, действовавшему на тот момент.
,Результаты анализа отказов междугородных нефте- и газопроводов важны для отрасли и могут стать основой анализа рисков, оценки целостности и улучшения управления для операторов трубопроводов. Посредством анализа и сравнения статистических результатов Соединенных Штатов, Европы, Великобритании и PetroChina в частотах отказов трубопроводов, причинах, последствиях, сходствах и различиях в управлении трубопроводом, приводятся фокусные точки и эффективность управления.Предложены предложения по технологиям и управлению безопасностью магистральных трубопроводов в Китае.
1. Введение
Важно поддерживать безопасность и надежность систем нефте- и газопроводов высокого давления, поскольку продукты являются опасными и могут привести к пожару, взрыву и отравлению и привести к значительным экономическим потерям, потерям и окружающей среде. загрязнение [1–3]. Собирая и анализируя данные о неисправностях, операторы трубопроводов могут выяснить причины событий отказов и понять слабые места в управлении трубопроводами, которые важны для идентификации рисков трубопровода, оценки целостности, снижения рисков и предотвращения аварий [4–6].
Статистические результаты США, Европы, Великобритании и PetroChina в частотах, причинах и последствиях отказов трубопроводов сравнительно проанализированы. Приведены сходства и различия в управлении трубопроводом. Предложены предложения по технологиям и управлению безопасностью магистральных трубопроводов в Китае.
2. Анализ и сравнение
Статистические результаты отказов PHMSA в США [7], EGIG в Европе [8], UKOPA в Великобритании [9] и PNGPC в Китае о частотах, причинах отказов магистральных трубопроводов и Последствия сравнительно проанализированы.В таблице 1 показаны типы конвейеров, которые используются при анализе.
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
2.1. PHMSA
Данные о неисправностях всех трубопроводов в США обновлены, чтобы показать статистические результаты последних 20 лет и подробную информацию PHMSA. Значительные инциденты на береговых трубопроводах (для жидкости задействованы только сырая нефть и нефтепродукты и / или нефтепродукты; для газа задействована только линия электропередачи) отфильтрованы из базы данных и рассчитаны для частоты отказов в этой статье. Значительными инцидентами являются те, которые включают любое из следующих состояний: (1) Смертность или травма, требующая стационарной госпитализации.(2) 50 000 долл. США или более в общих затратах, измеренных в долларах 1984 г. (3) Высоко летучие жидкие выбросы 5 баррелей или более или другие жидкие выбросы 50 баррелей или более. (4) Выбросы жидкости, приводящие к непреднамеренному пожару или взрыву.
2.1.1. Частота отказов
На рисунке 1 показано, что с 2004 по 2015 гг. Частоты отказов нефтепроводов в США варьируются от 0,4 раз / ккм · год до 0,6 раз / ккм · год, что несколько увеличивается за последние 5 лет, как видно на линия тренда Что касается трубопроводов природного газа, показанных на рисунке 2, число увеличивается с 0.04 раза / км / год до 0,14 раза / км / год с вибрацией.
2.1.2. Причины отказов
На основании статистических результатов за 2010–2015 годы, которые включают 432 отказов нефтепроводов и 238 отказов газопроводов, все из которых отмечены как значительные инциденты в базе данных, 3 главных причины отказов нефтепроводов — коррозия, трубопровод / Отказ материала сварного шва и отказ оборудования, в то время как отказы газопровода — это отказ труб / материала сварного шва, повреждение в результате земляных работ и коррозия (см. рисунки 3 и 4).
В таблице 2 перечислены причины и подкатегории, классифицированные PHMSA.
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
(1) Коррозия .Для жидкостных трубопроводов коррозия является наиболее важным фактором отказов, в то время как для газопроводов коррозия является верхним 3 из всех факторов отказов. Среди них внешняя коррозия обычно составляет более 60%, в основном гальваническая коррозия, в то время как внутренняя коррозия в основном микробиологическая коррозия.
(2) Отказ материала трубы / сварного шва . Если инциденты отказов для нефте- и газопроводов анализируются вместе, отказ материала трубы / сварного шва является главным фактором 1. Для анализируемых подзадач, связанных со строительством (включая кольцевой сварной шов в полевых условиях, вмятину обратной засыпки и т. Д.)) составляет более 50%.
(3) Ущерб от раскопок . Ущерб от земляных работ является еще одной важной причиной отказов нефте- и газопроводов в США, на долю которых приходится 15% отказов нефтепроводов и 22% от отказов трубопроводов природного газа. Среди них, ущерб от раскопок третьей стороной составляет наибольший процент, главным образом, из-за использования системы единого вызова (система вызова раскопок) и недостаточной практики раскопок.
(4) Урон от естественной силы .По этой причине движение земли и сильный дождь / наводнение являются основными факторами.
2.1.3. Последствия отказов
В течение 2004–2015 гг. Число жертв и утраты имущества, вызванных авариями на трубопроводах в США, не претерпели существенных изменений, за исключением пикового значения в 2010 г. (см. Рис. 5), вызванного разрывом пожара в Тихоокеанском газе. и утечка из трубопровода электрической компании и разрыв трубопровода сырой нефти Enbridge 6B.
Потеря имущества включает сметную стоимость ущерба частной собственности государства и неоператора, преднамеренного или непреднамеренного высвобождения продукта, повреждения и ремонта имущества оператора, реагирования оператора на чрезвычайные ситуации и восстановления окружающей среды.
2.2. EGIG
До 2013 года общая протяженность газопровода EGIG становится 144 км. Целью EGIG является сбор и представление данных о случаях утечки газа с целью представления показателей безопасности европейской газотранспортной сети широкой общественности и органам власти.
Необходимые критерии для инцидента, который должен быть зарегистрирован в базе данных EGIG, следующие: (1) Инцидент должен привести к непреднамеренному выбросу газа. (2) Трубопровод должен соответствовать следующим условиям: (a) быть выполнен из сталь, (b) находиться на суше, (c) иметь максимальное рабочее давление выше 15 бар, (d) располагаться вне ограждений газовых установок.
2.2.1. Частота отказов
С 1970 по 2013 год частота первичных отказов за весь период (до года) по каждой причине продолжала уменьшаться (см. Рисунок 6).
В 2013 г. частота первичных отказов за весь период (1970–2013 гг.) Была равна 0,33 на ккм · год. Это немного ниже, чем частота отказов 0,35 на км / год, о которой сообщалось в 8-м отчете EGIG (1970–2010). Частота первичных отказов за последние пять лет была равна 0,16 на км / год, что свидетельствует об улучшении показателей за последние годы.
2.2.2. Причины отказов
Тремя основными причинами отказов газопроводов в EGIG являются внешние помехи, коррозия и дефекты конструкции / разрушения материалов (см. Рисунок 7).
2.2.3. Последствия отказа
Согласно статистическим результатам, в период 1970–2013 гг. Воспламенилось только 5,0% выбросов газа, зарегистрированных в базе данных EGIG. Выбросы газа из трубопроводов большого диаметра при высоком давлении воспламеняются чаще, чем трубопроводы меньшего диаметра при более низком давлении (см. Рисунок 8).
Самый высокий уровень смертности и травматизма наблюдается среди людей, непосредственно вовлеченных в происшествие. Восемь случаев (0,61%, всего 1309) привели к гибели людей, вызвавших инцидент (см. Рисунок 9).
2.3. UKOPA
До 2014 года общая протяженность трубопровода UKOPA становится 22,4 км. Инцидент с потерей продукта определяется в контексте этого отчета как (1) непреднамеренная потеря продукта из трубопровода, (2) в рамках общественного достояния и за пределами забора установок, (3) за исключением сопутствующего оборудования (e.например, клапаны, компрессоры) или части, кроме самого трубопровода.
2.3.1. Частота отказов
С 1962 по 2014 год было зарегистрировано 192 утечки. Общая частота отказов за период с 1962 по 2014 год составила 0,219 инцидентов на ккм · год, тогда как в предыдущем отчете эта цифра составляла 0,223 инцидента на ккм · год (за период с 1962 по 2013 год). Общая тенденция продолжает демонстрировать снижение частоты отказов (см. Рисунок 10).
2.3.2.Причины отказов
Тремя основными причинами отказов UKOPA являются внешняя коррозия, внешние помехи и дефекты кольцевого шва (см. Рисунок 11).
2.3.3. Последствия отказов
Было 9 из 192 (4,7%) случаев потери продукта, которые привели к возгоранию. Однако там
.Введение в нефтегазовые трубопроводы
Автор: Венди Фан, стажер альянса FracTracker
Северная Америка состоит из обширной сети меж- и внутригосударственных трубопроводов, которые играют жизненно важную роль в транспортировке воды, опасных жидкостей и сырья. В стране насчитывается около 2,6 млн. Миль трубопроводов, и каждый год она доставляет триллионы кубических футов природного газа и сотни миллиардов тонн жидких нефтепродуктов. Поскольку трубопроводная сеть обеспечивает повседневные функции и средства к существованию нации за счет предоставления ресурсов, используемых в энергетических целях, крайне важно пролить свет на эту транспортную систему.В этой статье кратко обсуждаются нефте- и газопроводы, чем они являются, почему они существуют, их потенциальное воздействие на здоровье и окружающую среду, предлагаемые проекты и кто их контролирует.
Что такое трубопроводы и для чего они используются?
Трубопроводы в Северной Дакоте. Кредит фотографии: Кэтрин Хилтон
Сеть трубопроводов в США — это транспортная система, используемая для перемещения товаров и материалов. Трубопроводы транспортируют различные продукты, такие как сточные воды и вода. Однако наиболее распространенные продукты перевозятся для энергетических целей, которые включают природный газ, биотопливо и жидкую нефть.Трубопроводы существуют по всей стране, и они различаются в зависимости от перевозимых товаров, размера труб и материала, из которого они изготовлены.
Хотя некоторые трубопроводы построены над землей, большинство трубопроводов в США находятся под землей. Поскольку нефтепроводы и газопроводы хорошо скрыты от общественности, большинство людей не знают о существовании обширной сети трубопроводов.
Объем трубопроводной системы США
В Соединенных Штатах больше всего миль трубопроводов, чем в любой другой стране: 1 984 321 км (1 232 999 миль) при транспортировке природного газа и 240 711 км (149 570 миль) по нефтепродуктам.Страна с вторым по количеству миль трубопроводами — Россия с 163 872 км (101 825 миль), а затем Канада с 100 000 км (62 137 миль).
Типы Нефтегазопроводов
Существуют две основные категории трубопроводов, используемых для транспортировки энергоносителей: нефтепроводы и трубопроводы природного газа.
- Нефтепроводы транспортируют сырую нефть или газоконденсатные жидкости, и в этом процессе задействованы три основных типа нефтепроводов: системы сбора, системы трубопроводов сырой нефти и системы трубопроводов нефтепродуктов.Системы собирательных трубопроводов собирают сырую нефть или природный газ из добывающих скважин. Затем он транспортируется с системой трубопроводов сырой нефти на нефтеперерабатывающий завод. После того, как нефть перерабатывается в продукты, такие как бензин или керосин, она транспортируется через системы трубопроводов очищенных продуктов на станции хранения или распределения.
- Трубопроводы природного газа транспортируют природный газ со стационарных объектов, таких как газовые скважины или объекты импорта / экспорта, и доставляют в различные места, например дома, или напрямую на другие объекты экспорта.Этот процесс также включает три различных типа трубопроводов: системы сбора, системы передачи и системы распределения. Подобно системам сбора нефти, система трубопроводов сбора природного газа собирает сырье из добывающих скважин. Затем он транспортируется по магистральным трубопроводам, которые транспортируют природный газ от объектов к портам, нефтеперерабатывающим заводам и городам по всей стране. Наконец, системы распределения состоят из сети, которая распределяет продукт по домам и предприятиям.Два типа систем распределения — это основные линии распределения, которые представляют собой более крупные линии, по которым продукты перемещаются близко к городам, и линии распределения услуг, которые представляют собой более мелкие линии, соединяющие основные линии в домах и на предприятиях.
полоса отвода (ROW)
Прежде чем приступить к планам строительства новых трубопроводов, необходимо обеспечить отвода от частных и государственных землевладельцев, за что обычно платят трубопроводные компании. ROW — это сервитуты, которые должны быть согласованы и подписаны как землевладельцем, так и трубопроводной компанией, и позволяют операторам трубопроводов приступить к установке и обслуживанию трубопроводов на этой земле.Трубопроводные операторы могут получить ПОЛОЖЕНИЕ, приобретая недвижимость или в судебном порядке. ROW может быть постоянным или временным приобретением и требует одобрения FERC.
Нормативный надзор
В зависимости от типа трубопровода, того, что он передает, из чего он сделан и где он проходит, существуют различные федеральные или государственные органы, которые имеют юрисдикцию в отношении его регулирующих дел.
A. Федеральная комиссия по регулированию энергетики (FERC)
Межгосударственные трубопроводы, те, которые либо физически пересекают государственные границы, либо несут продукт, который пересекает государственные границы, разрешены Федеральной комиссией по регулированию энергетики (FERC).FERC является независимой организацией в рамках Министерства энергетики США, которая разрешает межгосударственную инфраструктуру электричества и природного газа. Полномочия FERC заключаются в различных законодательных актах в области энергетики, начиная с Закона о природном газе 1938 года и заканчивая последним Законом об энергетической политике 2005 года. Президент США назначает четырех своих уполномоченных. Другие агентства, такие как Департамент транспорта, региональные власти, такие как речные бассейновые комиссии и Инженерный корпус армии, также могут быть вовлечены.FERC утверждает местоположение, строительство, эксплуатацию и отказ от межгосударственных трубопроводов. Они не обладают юрисдикцией в отношении расположения внутригосударственных газопроводов или опасных жидкостей.
B. Управление трубопроводов и опасных материалов (PHMSA)
При Министерстве транспорта США PHMSA контролирует, разрабатывает и обеспечивает соблюдение правил, обеспечивающих безопасную и экологически безопасную систему трубопроводного транспорта. В PHMSA есть два офиса, которые выполняют эти цели.Управление по безопасности опасных материалов разрабатывает правила и стандарты для классификации, обработки и упаковки опасных материалов. Управление безопасности трубопроводов разрабатывает правила и подходы к управлению рисками для обеспечения безопасной транспортировки по трубопроводам, а также обеспечивает безопасность при проектировании, строительстве, эксплуатации и техническом обслуживании, а также реагирование на разливы опасных трубопроводов для транспортировки жидкости и природного газа. Ниже приведены некоторые правила, установленные PHMSA:
1. Закон о безопасности трубопроводов, нормативной уверенности и создании рабочих мест 2011 года или Закон о безопасности трубопроводов 2011 года
Этот акт повторно уполномочивает PHMSA продолжать изучение и совершенствование правил безопасности трубопровода.Это позволяет PHMSA:
- Обеспечить нормативную определенность, необходимую владельцам и операторам трубопроводов для планирования инвестиций в инфраструктуру и создания рабочих мест
- Улучшение трубопроводного транспорта путем усиления соблюдения действующих законов и совершенствования существующих законов, где это необходимо.
- Обеспечить сбалансированный нормативный подход к повышению безопасности, основанный на принципах рентабельности
- Защита и сохранение авторитета Конгресса путем обеспечения того, чтобы некоторые ключевые правила не были завершены, пока у Конгресса не будет возможности действовать
2.Федеральные правила безопасности трубопроводов: программы информирования общественности
- Внедренная PHMSA, Программа информирования общественности обязывает трубопроводные компании и операторов разрабатывать и реализовывать программы информирования общественности, следуя указаниям Американского института нефти.
- Согласно этому правилу, операторы трубопроводов должны предоставлять общественности информацию о том, как распознавать, реагировать и сообщать о чрезвычайных ситуациях в трубопроводе.
3. Закон о безопасности газопровода 1968 года
- Этот закон уполномочивает министерство транспорта регулировать трубопроводную транспортировку горючего, токсичного или коррозионного природного газа или других газов, а также транспортировку и хранение сжиженного природного газа.
PHMSA также разработала интерактивную национальную систему картографирования трубопроводов для доступа и использования населением. Однако карту можно просматривать только по одному округу за раз, в нее не входят линии распределения или сбора, а при слишком большом увеличении трубопроводы исчезают. Фактически, сайт предупреждает, что карта не должна использоваться для определения точного местоположения трубопроводов, заявляя, что местоположения могут быть неправильными на расстоянии до 500 футов. PHMSA утверждает, что эти ограничения существуют в интересах национальной безопасности.
C. Инженерный корпус армии США
Разрешения должны быть получены от Инженерного корпуса армии США, если трубопровод должен быть построен через судоходные водоемы, включая водно-болотные угодья. Государственные природоохранные органы, такие как Департамент охраны окружающей среды, также участвуют в процессе согласования строительства трубопровода через водные пути и водно-болотные угодья.
Риски для здоровья и безопасности окружающей среды
Хотя трубопроводная транспортировка природного газа и нефти считается более безопасной и дешевой, чем наземная транспортировка, сбои в трубопроводе, отказ инфраструктуры, человеческая ошибка и стихийные бедствия могут привести к крупным трубопроводным катастрофам.Таким образом, предыдущие инциденты, как было установлено, наносят ущерб окружающей среде и безопасности населения.
A. Землепользование и дробление лесов
Строительная площадка и проезжая часть 26-дюймового трубопровода в Колумбии. Фото предоставлено: Sierra Shamer
Для того, чтобы закопать трубопроводы под землей, вырублено огромное количество леса и земли, чтобы соответствовать размерам трубопровода. Государства, такие как Пенсильвания, которые состоят из богатой экосистемы из-за их обилия лесов, подвергаются критическому риску уменьшения мест обитания для видов растений и подвергаются риску уничтожения определенных видов животных.Геологическая служба США (USGS) стремилась количественно оценить степень нарушения земель в округах Брэдфорд и Вашингтон в штате Пенсильвания в результате деятельности, связанной с добычей нефти и газа, включая реализацию трубопровода. В отчете USGS сделан вывод о том, что строительство трубопровода является одним из самых значительных источников увеличения числа лесных участков. В округе Брэдфорд, штат Пенсильвания, было 306 участков, из которых 235 были связаны со строительством трубопровода. Округ Вашингтон увеличился на 1000 участков, половина из которых была связана со строительством трубопровода.
B. Компрессорные станции
Компрессорные станции играют важную роль в обработке и транспортировке материалов, которые проходят через трубопровод. Однако компрессорные станции представляют значительную опасность для окружающей среды. Даже когда процесс бурения и фрекинга завершен, компрессорные станции остаются в этом районе, чтобы поддерживать непрерывный поток газа в трубопроводах. Стационарный характер этого источника загрязнения воздуха означает, что в атмосферу постоянно выбрасывается комбинация загрязняющих веществ, таких как летучие органические соединения (ЛОС), оксиды азота (NOx), формальдегид и парниковые газы.Известно, что эти загрязнители оказывают вредное воздействие на здоровье дыхательной системы, нервной системы или повреждения легких. Помимо выбросов загрязняющих веществ, уровень шума, создаваемый компрессорными станциями, может достигать 100 децибел. Центр по контролю и профилактике заболеваний (CDC) сообщает, что потеря слуха может происходить при прослушивании звуков со скоростью 85 дБ или более в течение продолжительного периода времени.
C. Эрозия и седиментация
Сильные ливни или штормы могут привести к чрезмерному разрушению почвы, что, в свою очередь, увеличивает вероятность возникновения эрозии и седиментации.Эрозия может вскрыть трубопроводы, скрытые под землей, а осадки более 5 дюймов (13 см) могут перемещать или разрушать бермы, а также разрушать насыпи почвы, используемые для защиты от наводнений. Эрозия почвы повышает уязвимость подземных трубопроводов к повреждениям от чистки или промывки, а также к повреждению от мусора, транспортных средств или лодок.
D. Выдающийся домен
Домен именипозволяет государственным или федеральным правительственным органам осуществлять свои полномочия по сбору частной собственности у жителей или граждан для общественного использования и развития.В некоторых случаях частные компании использовали власть для захвата земли с целью получения собственной прибыли. Владельцы собственности затем получают компенсацию в обмен на их землю. Тем не менее, землевладельцы могут в конечном итоге тратить больше, чем они получают. Чтобы получить компенсацию, владельцы должны нанять своего собственного оценщика и адвоката, и они также обычно не получают компенсацию за полную стоимость земли. Кроме того, стоимость недвижимости снижается после того, как на их земле будут проложены трубопроводы, что затруднит продажу их дома в будущем.
E. Разливы и утечки
Плохо обслуживаемые и неисправные трубопроводы, которые транспортируют сжиженный природный газ или сырую нефть, могут представлять высокий риск для здоровья и окружающей среды в случае разлива или утечки жидкости в почву. Сырая нефть может содержать более 1000 химических веществ, которые являются известными для человека канцерогенами, например, бензол. Выброс потенциально токсичного химического вещества или масла может проникнуть в почву, подвергая сообщества воздействию паров в атмосфере, а также загрязняя грунтовые и поверхностные воды.Инциденты не только являются дорогостоящими для контроля и очистки, но и разливы химикатов или нефтепродуктов могут также оказывать долгосрочное воздействие на окружающую среду и население. Разорванный трубопровод, по которому в Солт-Лейк-Сити, штат Юта, в 2010 году было пропущено 33 000 галлонов сырой нефти, подвергает жителей соседнего сообщества воздействию химических паров, что приводит к сонливости и вялости. После ввода в эксплуатацию в 2010 году TransCanada Keystone Pipeline сообщила о 35 утечках и разливах только за первый год. В апреле 2016 года по трубопроводу Кистоун в Южной Дакоте утекло 17 000 галлонов нефти.Старые трубопроводы имеют большую вероятность утечки, чем новые, поэтому эта проблема будет только возрастать по мере старения инфраструктуры трубопроводов.
Трубопроводы природного газа также показали утечку метана, основного компонента природного газа, на уровнях, которые намного превышают предполагаемые. Метан не только способствует изменению климата, но и подвергает окружающие сообщества риску взрыва газа и подвергает их опасно высоким уровням метана в воздухе, которым они дышат.
F. Взрывы
Трубопровод предупреждающий знак в Техасе.Фото предоставлено: Экологический институт США
Взрывы также распространены на неисправных трубопроводах, которые пропускают природный газ. В отличие от разливов нефти или жидкости, которые обычно распространяются и проникают в почву, утечки газа могут взорваться из-за летучести углеводородов. Например, недавний взрыв трубопровода в округе Уэстморленд, штат Пенсильвания, привел к серьезным ожогам человека, а также к эвакуации десятков домов. В результате очередного взрыва трубопровода в Сан-Бруно, штат Калифорния, погибли 8 человек, 6 пропали без вести и 58 получили ранения.Тридцать восемь домов были также разрушены, а еще 70 были повреждены. Этот взрыв обнажил бессистемную систему учета для десятков тысяч миль газопроводов, некачественного строительства и практики инспекций.
Предстоящие предлагаемые проекты
Примерно 4 600 миль новых межгосударственных трубопроводов будут завершены к 2018 году. Ниже приведены лишь несколько крупных проектов, которые в настоящее время предлагаются или находятся в процессе получения разрешения.
А.Проект расширения Atlantic Sunrise
Этот трубопровод будет включать 194 мили по всему штату Пенсильвания. Он будет построен, чтобы прорезать части 10 различных округов ПА, включая Колумбию, Ланкастер, Ливан, Люцерн, Нортумберленд, Шуйлкилл, Саскуэханна, Вайоминг, Клинтон и Ликинг. Этот проект потребует 125-футовое ПО, и будет проходить через 52 области, спроектированных как «защищенная земля» в Пенсильвании. Этот предложенный проект все еще находится на рассмотрении FERC — решение ожидается в конце 2016 или начале 2017 года.
B. Газопровод NEXUS
Spectra Energy (Хьюстон), DTE Energy (Детройт) и Enbridge Inc. (Канада) сотрудничают в строительстве газопровода стоимостью 2 миллиарда долларов, который должен был бы пройти от восточного Огайо до Мичигана и Онтарио. Уже подан в FERC и начнет строительство в начале 2017 года. Он предложил 255-мильный трубопровод и будет иметь ширину 36 дюймов.
C. Mariner East 2 Pipeline
Этот трубопровод увеличит пропускную способность существующего трубопровода с 70 000 баррелей в день до 345 000.У него есть планы поставки пропана, бутана, этана и других жидкостей из природного газа через штат в графства Делавэр, Беркс и Ливан в штате Пенсильвания. В настоящее время строительство задерживается из-за откатов и получения разрешений.
D. Проект Northeast Energy Direct (NED)
Этот проект был предназначен для расширения существующего трубопровода на 420 миль от округа Саскуэханна, штат Пенсильвания, и проходящего через Нью-Йорк, Массачусетс, Нью-Гемпшир и Коннектикут. Недавно, в апреле 2016 года, Kinder Morgan решила приостановить дальнейшую разработку этого предлагаемого трубопровода.
E. Атлантический береговой трубопровод
Трубопровод Атлантического побережья имел первоначальные планы по прокладке 550 миль трубопровода из Западной Вирджинии в Северную Каролину и прорезанию десятков ручьев Чесапик, двух национальных лесов и через Аппалачскую тропу. Их разрешение на строительство этого трубопровода было отклонено Лесной службой США в январе 2016 года; таким образом, задерживая проект на данный момент.
F. Инкрементальный рынок Algonquin (AIM) Проект
С одобрения FERC компания Spectra Energy начала строительство 37 миль трубопровода через Нью-Йорк, Коннектикут и Массачусетс.Месторасположение трубопровода вызывает особое беспокойство, поскольку оно находится в критической близости от атомной электростанции Индиан-Пойнт. Разрывы или утечки из трубопровода могут поставить под угрозу безопасность населения и даже привести к краху электростанции. Компания Spectra Energy также представила два дополнительных предложения: Атлантический мост и Северо-восток доступа. Оба проекта расширят трубопровод Algonquin, чтобы достичь Новой Англии, и оба еще находятся в процессе согласования с FERC.
г. Трубопровод Конституции
Газопровод «Конституция» первоначально планировал проложить 124 мили от округа Саскуэханна, штат Пенсильвания, до округа Шохари, штат Нью-Йорк, и был отклонен штатом Нью-Йорк в апреле 2016 года.
Чтобы просмотреть маршруты предлагаемых трубопроводов, посетите карту предложений по трубопроводной и нефтегазовой инфраструктуре FracTracker.
Предварительный просмотр карты трубопроводов в Северной Америке. Нажмите для просмотра в полноэкранном режиме.
Дополнительные вопросы
Пожалуйста, напишите нам по адресу [email protected], если есть какие-либо вопросы без ответа, на которые вы хотели бы, чтобы мы ответили или включили
Обновление : эта статья была отредактирована 21 июня 2016 года в связи с отзывами и предложениями читателей.
,Транскрипция
1 Высокопрочная труба большого диаметра для магистральных газопроводов высокого давления M. K. Gräf Europipe GmbH H.-G. Hillenbrand Europipe GmbH C. J. Heckmann Mannesmann Forschungsinstitut GmbH K.A. Niederhoff Mannesmann Forschungsinstitut GmbH ISOPE 2003 26-30 мая 2003 г., Гонолулу, Гавайи, США TP53
2 Высокопрочная труба большого диаметра для магистральных газопроводов высокого давления M. K. Gräf 1, H.-G. Hillenbrand 2, CJ Heckmann 3, KA Niederhoff 3 1 Europipe GmbH 2 Europipe GmbH 3 Mannesmann Forschungsinstitut Mülheim, Германия Ratingen, Германия Duisburg, Германия РЕЗЮМЕ Постоянно растущий спрос на природный газ будет и дальше влиять на тип его транспортировки в будущем, как со стратегической и экономической точки зрения.Трубопроводы большой протяженности являются безопасным и экономичным средством транспортировки газа с производственных площадок до конечных потребителей. В последние годы энергетический сценарий быстро меняется. Согласно международным исследованиям, спрос на природный газ будет почти вдвое увеличен. Расстояние между местами добычи газа и конечными потребителями увеличивается, что подразумевает необходимость строительства сложных газотранспортных сетей, когда использование танкеров для СПГ невозможно или неэкономично. Это сделает транспортировку природного газа высокого давления по трубопроводам все более интересной.Использование трубопровода класса X 80 уже показало значительную экономию средств. В этом документе представлены результаты испытаний эксплуатационной трубы класса 80, поставляемой для наземных и морских проектов. Но экономичная транспортировка газа на очень большие расстояния требует дополнительного сокращения затрат. Использование класса X100 и / или X120 может быть решением. Поэтому рассматриваются преимущества использования высокопрочной магистральной трубы и современные технические ограничения на ее производство. Лабораторные и производственные результаты для высокопрочных труб большого диаметра представлены для описания свойств материалов, а также поведения при эксплуатации.Обхватные процедуры сварки, охватывающие механизированные и ручные методы, уже разработаны. ВВЕДЕНИЕ В этой статье дается обзор развития высокопрочных низколегированных марок трубопроводов. Представлены некоторые из текущих проектов для трубопроводов класса X 80 и преимущества использования трубы X 80. Также обсуждаются важные аспекты свойств основного материала и сварных швов. Развитие сортов материалов до X 100 или X 120 представляет собой одну из больших задач и возможностей в будущем.Особое внимание уделяется влиянию бора на механические свойства марок материалов между> X 80 и X 120. Кроме того, рассматриваются различные аспекты производства сварных швов и свариваемости в полевых условиях. СНИЖЕНИЕ СТОИМОСТИ ПРОЕКТА Снижение стоимости проекта может быть результатом суммы различных выгод, которые могут быть получены при использовании высокопрочных сталей / 1 /, даже когда цена за тонну трубы увеличивается с увеличением качества материала. Преимущества включают в себя: требуется меньшее количество стали, более низкие затраты на транспортировку труб, более низкие затраты на прокладку труб.Использование магистральной трубы класса Х 80 при строительстве первого трубопровода Ruhrgas X80 привело к экономии материала примерно на т по сравнению с трубами класса Х 70 (рис. 1) за счет уменьшения толщины стенки с 20,8 мм для Х 70 до 18,3 мм для X 80. Это также привело к снижению затрат на прокладку труб из-за уменьшения затрат на транспортировку труб и значительного сокращения затрат на сварку за счет сокращения времени сварки, необходимого для более тонких стенок. Использование материалов с еще более высокой прочностью, таких как класс X 100 или класс X 120, может привести к дополнительной экономии материала, как это дополнительно показано на рисунке 1.Вес трубопровода [т] X70 X80 X100 X120 Марка стали API Рисунок 1: Возможная экономия материала благодаря использованию высокопрочного материала Бумага № SYMP-03 Gräf 1
3 Предварительная экономическая оценка / 2 / показала, что трубопроводы высокого давления Х 100 могут обеспечить экономию инвестиций примерно на 7% по сравнению с трубопроводом класса Х 80. Это исследование утверждает, что экономия до 30% при сравнении X 70 и X 100.Учитывая, что в сложной трубопроводной сети, работающей при высоком давлении, капитальные затраты очень высоки, становится понятным, насколько более привлекательным может быть вариант из высокопрочной стали. С другой стороны, из рисунка 2 становится ясно, что снижение производственных затрат на тонну трубы при заданной пропускной способности трубопровода усиливается не только за счет увеличения марки материала стали, но и за счет уменьшения по толщине стенки трубы. С точки зрения производителей труб, уменьшение толщины стенки трубы не является предпочтительным вариантом.Снижение диаметра трубы при постоянной толщине трубы и одновременное увеличение рабочего давления в трубопроводе, по нашему мнению, представляет собой более благоприятное решение проблемы. Производственные затраты на метрическую тонну марки стали X60 X80 X100 X120 API. Рис. 2. Стоимость изготовления на тонну трубы для различных марок стали и толщины стенок, которые будут использоваться с постоянной пропускной способностью 12,7 мм 15,9 мм 19,1 мм 25,4 мм РАЗРАБОТКА СТАЛЕЙ ВЫСОКОПРОЧНОЙ СТАЛИ Улучшенный метод обработки для используемых в настоящее время высокопрочных сталей, таких как X 80 и выше, состоит термомеханической прокатки (возникла в 1980-х годах) с последующим ускоренным охлаждением.Благодаря этому способу стало возможным получать высокопрочный микролегированный материал NbTi, имеющий пониженное содержание углерода и, следовательно, превосходную свариваемость в полевых условиях. Добавки молибдена, меди и никеля позволяют повысить уровень прочности до уровня прочности X 100, когда сталь обрабатывается в лист с помощью термомеханической прокатки плюс модифицированное ускоренное охлаждение. Разработка высокопрочной стали для труб класса X 120 состоит из дальнейшей оптимизации термомеханической обработки и использования ниобия, титана и бора в качестве микролегирующих элементов.Первые результаты этого развития в отношении механических свойств нового материала очень обнадеживают. GRADE X 80 X 80 Проекты и соответствующие свойства труб За последние два десятилетия EUROPIPE провела обширную работу по разработке высокопрочных сталей классов X 80 и X 100, чтобы помочь клиентам в их стремлении снизить вес труб и затраты на прокладку труб. С 1984 года сварные трубы с продольным швом под флюсом X 80 используются для реализации нескольких проектов трубопроводов в Европе и Северной Америке (Рисунок 3).В 1984 году компания EUROPIPE выпустила трубопровод класса X 80, впервые в истории установленный в трубопроводе Megal II. Марганец-ниобий-титановая сталь, дополнительно легированная медью и никелем, использовалась для производства трубы WT 44 OD x 13,6 мм. Последующая оптимизация производственных параметров позволила выполнить заказ CSSR с использованием марганец-ниобий-титановой стали без добавления меди и никеля. ТРУБА ГОДА ЗАКАЗА ГОДА ГЕОМЕТРИЯ ДЛИНА 1984 Мегал II 44 «x 13.6 мм 3,2 км 1985 CSSR 56 «x 15,5 мм 1,5 км 1991/92 Ruhrgas 48» x 18,3 мм 250 км CNRL 24 «x 25,4 мм 12,7 км Transco 48» x 14,3 / 15,1 мм 158 км + Рисунок 3: Europipe Проекты, выполненные с трубопроводы из сорта X80 Первым трубопроводом, использующим GRS 550 (X 80) на всю длину 250 км, был проект трубопровода Ruhrgas Werne-to-Schlüchtern, реализованный в Германии в EUROPIPE, который поставлял все трубы диаметром 48 с толщиной стенки до 19,3 мм и необходимые индукционные изгибы. Поскольку прочность уменьшается с увеличением толщины стенки, в то время было необходимо незначительно повысить уровни углерода и марганца.Концентрации всех других элементов остались без изменений. Измеренные значения прочности на разрыв и энергии удара полностью соответствовали требованиям спецификации во всех случаях. Стандартное отклонение для значений текучести и прочности на разрыв было очень низким. Значения энергии удара, измеренные на ударных образцах с V-образным надрезом по Шарпи при 0 ° С, были очень высокими и составляли в среднем около 180 Дж. Температуры перехода в области сдвига 85%, определенные в испытаниях на разрыв по каплеобразной массе (DWT), были значительно ниже 0 С. В 2002 и 2003 годах трубы X 80 (L555MB) были снова изготовлены для проектов Transco в Великобритании.Произведен трубопровод для нескольких частей газопроводных сетей общей протяженностью около 158 км. ЕВРОПАЙП поставляет трубу диаметром 48 с толщиной 14,3 мм и 15,1 мм. Еще 52 км заказаны для рисунка 4 показывает вид на участок строительства трубопровода Транско. После финишной сварки, неразрушающего контроля и нанесения покрытия на стыки обжимные участки трубопровода были опущены на подготовленное дно траншеи. Результаты испытаний, проведенных EUROPIPE на производственной трубе в контексте сертификации трубы, показаны на рисунках 5 и 6.Все результаты проведенных испытаний на растяжение и удар были в пределах спецификации для класса Х 80. Стандартное отклонение составляло 15 МПа для значений предела текучести и 13 МПа для значений предела прочности. Среднее значение энергии удара составляло 227 Дж для основного металла и 134 Дж для металла шва. Бумага № SYMP-03 Gräf 2
4 танкера, материал линейной трубы X 80 с толщиной стенки 33 мм.Рисунки 7 и 8 дают представление об установке такого танкера PNG. Около тонны газа может быть отправлено на одно судно, и нет необходимости обрабатывать или охлаждать газ. Одобрение этой концепции было дано DNV. Рисунок 4: Вид операции прокладки трубопровода (проект Transco) Расчетное давление, 250 бар. Случайное давление, бар. Высота: ок. 36 метров И.Д .: 1000 мм Объемы: Вес каждого цилиндра: ок. 31 Mt Количество цилиндров: 3600 Общий вес цилиндров: Mt Проектные помещения: X80 материал трубопровода 33 мм WT.Рисунок 7: Конструкция защитных цилиндров для танкеров PNG Рисунок 5: Прочность на растяжение трубы Transco класса X 80 (48 НД х 15,1 мм ВТ) Рисунок 8: Конструкция танкера PNG Механические свойства труб X 80, используемых для цилиндров, суммировано на рисунке 9. Все значения испытаний на растяжение и удар соответствовали требованиям. Энергия удара по Шарпи с V-образным надрезом, измеренная при -10 ° С, превышала 200 Дж. Поскольку это не применение в арктических условиях, не требуется ни высокая ударная вязкость при низких температурах, ни испытания BDWT.Операции по формованию и сварке труб не вызвали проблем. Сварка в полевых условиях трубы класса Х 80 Рисунок 6: Прочностные характеристики трубы Transco класса X 80 (48 наружных диаметров х 15,1 мм в.т.) Одним из наиболее сложных проектов, с которыми столкнулся в 2001 году, была система горячего пара для CNRL в Канаде / 3 /. Сваренная в продольном направлении магистральная труба была пригодна для использования при температурах до 354 ° С. Свойства при высокой температуре были определены и признаны удовлетворительными. Для нового участка трубопровода с горячим паром недавно было заказано еще 7,7 км трубы.Чтобы продемонстрировать технологичность толстостенной трубы класса X 80, EUROPIPE, изготовленная для проектирования защитных цилиндров для строительства трубопровода PNG, нуждается в сварочных работах с ручным SMAW и автоматическим GMAW. Эти методы сварки хорошо известны в настоящее время и рассматриваются как достаточно проверенные для широкомасштабного использования / 4-6 /. Помимо ручного SMAW, автоматическая GMAW становится все более важной как экономичный процесс из-за сокращенного времени сварки, необходимого при узких зазорах. Узкие промежутки требуют уменьшенного количества отдельных проходов.Одним из очень эффективных процессов автоматической сварки GMA является процесс CRC, который также частично использовался для строительства трубопровода Верне-Шлюхтерн и недавних проектов Transco. На рисунке 10 описана процедура сварки, применяемая к трубам X 80. На рисунке 11 показаны механические свойства и ударная вязкость кольцевых швов, которые комфортно соответствуют типичным требованиям спецификации. Бумага № SYMP-03 Gräf 3
5 РАЗРАБОТКА СОРТА X100 / X120 Чтобы справиться с требованиями рынка по увеличению прочности труб, ЕВРОПАЙП приложила усилия к разработке сорта X 100.Никаких технологических прорывов в прокатке ТМ и ускоренном охлаждении не потребовалось. Требовалась только оптимизация существующей технологии для производства плиты класса Х 100. В результате производственное окно стало уже. обработка пластины или трубы явно не была необходима. С 1995 года ЕВРОПАЙП разработал различные подходы для производства высокопрочных материалов / 1 /. Как видно из рисунка 12, обычно возможны три различных подхода при выборе химического состава и условий прокатки листов.Рис. 9: Механические свойства толстостенной трубы класса X 80 для баллонов с защитой от PNG. [мм] Защитный газ Тиссен K Нова Тиссен NiMo 80 Тиссен NiMo 80 Тиссен NiMo Ar / CO 2 75/25 CO 2 CO2 Ar / CO 2 75/25 Ток [A] 190 /// / Напряжение [В] 19/21 24 / 26 22/25 20/22 Скорость сварки [см / мин] Рисунок 10: Типичные параметры сварки для GMAW сорта X 80 по методу CRC / 45 26/41 Осцилляция нный Рисунок 12: Различные подходы для достижения уровня прочности класс X 100 путем изменения химического состава стали, а также параметров охлаждения во время изготовления листа / 7 / Подход A (Таблица 1), в котором используется относительно высокий углеродный эквивалент при 0.49, имеет недостаток, заключающийся в том, что вязкостные свойства, ограничивающие образование трещин, не являются хорошими, и, следовательно, требования по предотвращению образования трещин при длительном движении могут не выполняться. Кроме того, этот подход также вреден, например, для полевой свариваемости. Типичный результат этого подхода был следующим: Прочность [МПа] Прочностные свойства (поперечная сварка плоского образца) 550 YS 690 TS CVN Вязкость Разрывная вязкость WM -30 C WM 0 C HAZ 0 C Рисунок 11: Результаты испытаний на кольцевых сварных швах X 80 (CRC) процесс) размер трубы OD X WT C Mn Si Mo Ni Cu Nb Ti N CEIIW PCM I 30 «x 19.1 мм I предел текучести R t0,5 * предел прочности при растяжении R m * Подход A Коэффициент текучести к пределу прочности R t0,5 / R m * CVN (20 C) DWTT Температура перехода 739 МПа 792 МПа% C * Испытания на поперечное растяжение при испытаниях образцов с круглыми стержнями Удлинение A 5 * Таблица 1: Подход A для производства пластин по API класса X100 Подход B (Таблица 2), в котором углеродный эквивалент принят только 0,43 и который используется в сочетании с высокими скоростями охлаждения на листовом стане до очень низкая температура остановки охлаждения приводит к образованию крупных фракций мартенсита в микроструктуре, которые в документе № SYMP-03 Gräf 4
6 оказывает вредное влияние на вязкость основных металлов.Этот эффект не может быть адекватно компенсирован с помощью чрезвычайно низкого содержания углерода. Кроме того, наблюдалось размягчение зоны термического влияния. Подход B превышает 200 Дж во всех случаях. Кажется невозможным гарантировать значения свыше 300 Дж при низких температурах на производственной основе. На рисунке 14 показаны результаты испытаний DWT при 20 ° C для разных толщин стенок. Как правило, значения площади сдвига выше для тонкостенного материала X 100. Из-за относительно высокого углеродного эквивалента и высокого уровня прочности ударная вязкость металла сварного шва с продольным швом и ЗТВ ограничена.Полученный материал Х 100 положительно реагирует на ручную и механизированную сварку в полевых условиях, что можно объяснить его сниженным содержанием углерода / 8, 9 /. II размер трубы OD X WT C Mn Si Mo Ni Cu Nb Ti N CEIIW PCM 30 «x 15,9 мм II предел текучести R t0,5 * предел прочности R m * отношение текучести к пределу прочности R t0,5 / R m * Удлинение A 5 * CVN (20 C) DWTT температура перехода 755 МПа 820 МПа% C Таблица 2: Подход B для производства плиты класса API X100. Опыт, полученный тем временем, показывает, что Подход C (Таблица 3) является лучшим выбором.Этот подход позволяет получить желаемый профиль свойств посредством оптимизированного двухстадийного процесса прокатки в сочетании со средним содержанием углерода, средним углеродным эквивалентом и оптимизированным процессом охлаждения. Особый потенциал существующих прокатных и охлаждающих установок вносит значительный вклад в успех этого подхода. Рисунок 13: Свойства при растяжении труб X 100 с различной толщиной стенок. Среднее содержание углерода, используемое в подходе С, обеспечивает превосходную ударную вязкость, а также полностью удовлетворительную свариваемость в полевых условиях, несмотря на относительно высокий углеродный эквивалент, приблизительно, поэтому химический состав должен считаться приемлемым для цель текущей стандартизации.EUROPIPE уже произвела сотни тонн труб класса X 100, применяя подход C. Недавние испытания охватили диапазон толщины стенок от 12,7 до 25,4 мм. Было продемонстрировано, что можно использовать тот же состав стали, что потребуются лишь небольшие изменения в условиях прокатки. III размер трубы OD X WT Подход CC Mn Si Mo Ni Cu Nb Ti N CEIIW PCM 56 «x 19,1 мм Рисунок 14: Влияние толщины стенки на результаты испытаний DWT при 20 C (трубы X 100) IV 36» x 16,0 мм Выход III прочность R t0.5 * предел прочности при растяжении R m * отношение предела текучести к растяжению R t0,5 / R m * Удлинение A 5 * CVN (20 C) DWTT Температура перехода 737 МПа 800 МПа% 200 Дж — 20 C IV 752 МПа 816 МПа% 270 Дж ~ — Испытания на поперечное растяжение 50 CJ * по образцам круглых стержней ** -60 C для WT 12,7 мм -10 C для WT 25 мм Таблица 3: Подход C для производства плиты класса API X100. Как видно из рисунка 13, результаты на Производственные трубы демонстрируют однородные прочностные свойства для всех испытанных толщин стенок. Испытания на растяжение проводились с использованием круглых образцов.Соотношение текучести к растяжению было все еще относительно высоким. Значения удлинения ниже, чем те, которые известны для класса X 70. Измеренная энергия удара (CVN) была на рисунке 15: Результаты испытаний по Шарпи на трубке 36 OD x 16 мм WT класса X 100 в условиях поставки и выдержки. Бумага Нет SYMP- 03 Gräf 5
7 По соображениям технической осуществимости и рентабельного производства необходимо в контексте сорта X 100 пересмотреть и переопределить некоторые требования к механическим свойствам с учетом ожидаемых условий эксплуатации.Производимые трубы подвергались различным испытаниям для оценки эксплуатационных характеристик. На рисунке 15 показано влияние процедуры старения на переходную кривую Шарпи. После термической обработки в течение 30 минут при 250 ° С наблюдалось лишь незначительное снижение свойств ударной вязкости. Полевые испытания на холодный изгиб также были завершены с удовлетворительными результатами. На рисунке 16 показаны фотографии полномасштабных взрывных испытаний, которые были проведены CSM в рамках финансируемого ECSC исследовательского проекта / 10 /. Пока что наш опыт показывает, что невозможно установить трубопровод класса X100 в арктических регионах без использования трещиноотводчиков.ЕВРОПАЙП предлагает различные типы трещин в промышленности. Рисунок 16: Вид полномасштабных испытаний на разрыв, проведенных на трубах 56 x 19,1 мм и 36 x 16,0 мм класса Х 100. Рисунок 17: Влияние бора на предел текучести высокопрочного материала трубопровода (толщина стенки 15-18 мм). Микролегирование бор также позволил производить материал класса X 120. Конструкция сплава, позволяющая производить этот сверхвысокопрочный материал, также характеризуется пониженным содержанием углерода. Он содержит помимо Cu, Ni, Cr, Nb и Ti, добавки V и B.Углеродный эквивалент CE IIW химического состава, использованного в первоначальных исследованиях, составлял 0,55%. Используя узкие диапазоны температур для отдельных стадий прокатки, основанные на точно измеренных температурах A r3, можно достичь очень высокого уровня прочности. Кроме того, значения энергии удара 215 Дж были измерены при 30 ° C. Механические свойства приведены на рисунке 18. Влияние бора на высокопрочные стали для трубопроводов в классах X 80 — X 120 Это имеет первостепенное значение для производителя труб и, в конечном итоге, для клиента, чтобы гарантировать, что требуемые свойства достигаются с минимумом легирующих добавок, чтобы контролировать затраты на производство труб и сделать использование высокопрочных стальных трубопроводов для транспортировки газа под высоким давлением на большие расстояния более привлекательным.Необходима подходящая комбинация химического состава труб и параметров термомеханической обработки, обеспечивающая правильный баланс между прочностью, ударной вязкостью и свариваемостью. Помимо ниобия, титана и ванадия, микролегирующий элемент бор считался эффективным. Поэтому была проведена серия лабораторных испытаний прокатки листового металла с хорошо известным химическим составом для материала класса X 80, начиная с чрезвычайно низкого значения CE IIW, всего 0,38%. Помимо скорости охлаждения (ок.15 и 25 с / с) все условия прокатки и охлаждения поддерживались постоянными. Фигура 17 иллюстрирует влияние бора на предел текучести плиты по сравнению с плавками без бора. Как видно из рисунка, свойства плиты класса Х 100 при толщине стенки 20 мм были достигнуты при CE IIW около 0,41%, что очень мало. Увеличение предела текучести, достигаемое добавлением бора, составляет примерно 70-100 МПа по сравнению с не содержащим бора материалом. Во всех случаях материал основы характеризовался преимущественно бейнитной микроструктурой.Энергия V-образного надреза по Шарпи, измеренная при 40 ° С, превышала 200 Дж. Только плавки из борсодержащего микролегированного сплава, содержащие 0,06% С, показали более низкие значения по Шарпи, от 100 до 170 Дж при 40 С. Рис. 18: Механические свойства материала пластины в марке X 120 Аспекты, которые необходимо решить в отношении сварки продольного шва Процесс многопроволочной сварки под флюсом, применяемый повсеместно для нанесения двухпроходного продольного шва в трубе, связан с высоким подводом тепла и приводит к аспектам, которые невозможно недооценивается в случае классов Х 100 и Х 120, направленных на.Первая проблема заключается в размягчении основного материала, прилегающего к продольному шовному шву. Эта проблема существует в некоторой степени также в случае материалов классов X 80 и X 100. Но масштабы проблемы здесь таковы, что ими легко управлять. Бумага № SYMP-03 Gräf 6
8 Вторая проблема связана с продолжением использования проверенной дуговой сварки под флюсом и достижением адекватной прочности и ударной вязкости для металла шва двухпроходного продольного шва в материале с наивысшей прочностью X 120.Эта проблема не может быть решена путем выбора соответствующего химического состава только для металла шва. Было бы весьма необходимо уменьшить подвод тепла за проход. Средний подвод тепла за проход, который составляет 2 кДж на сантиметр сварного шва и на миллиметр толщины стенки трубы, необходимо значительно уменьшить (например, до 1,5 кДж на сантиметр сварного шва и на миллиметр толщины стенки трубы) , Имеющийся сегодня производственный опыт в этой связи недостаточен для оценки размягчения, которое происходит в основном материале, прилегающем к сварному шву.Это зависит также от толщины стенки трубы. Наконец, такой подход ограничен необходимостью достаточно перекрывающейся сварки и, следовательно, адекватной производственной безопасностью. Если невозможно снизить подвод тепла с помощью двухпроходной сварки под флюсом до необходимой степени без ущерба для безопасности производства, следует искать альтернативные методы сварки, включающие многослойную сварку. Эти методы, в свою очередь, неизменно приводят к высокой стоимости инвестиций в трубные заводы. Кроме того, быстрый переход от существующих методов сварки к требуемым новым методам будет непростым.Поэтому необходимые решения в этом контексте чреваты неопределенностью для производителя труб. Производство плит и полевая сварка (разработка сварочных материалов) уже хорошо развиты. Сварка в полевых условиях X 100 / X 120 Ручная SMA и механизированная GMA полевая сварка высокопрочных труб в классах X 100 и X 120 не представляет серьезных проблем. Химический состав марки Х100 будет практически таким же, как и для трубы с толстыми стенками марки Х 80 (дополнительно легированной молибденом).С классом X 120 может использоваться то же самое низкое содержание C, но с немного более высоким эквивалентом C (от 0,50 до 0,55% в соответствии с IIW). Рисунок 19: Факторы, влияющие на восприимчивость к холодному растрескиванию при строительстве трубопровода (полевая сварка). Углеродный эквивалент высокопрочных марок стали для линейных труб сам по себе уже не оказывает существенного влияния на пиковую твердость в типичных условиях полевой сварки (кратковременное охлаждение 8/5). раз, рисунки 20 и 21). В кольцевых сварных швах, которые всегда характеризуются временем охлаждения t 8/5 = от 2 до 6 с, пиковая твердость HAZ корневого прохода изначально определяется 100% -ной мартенситной структурой и поэтому зависит только от содержания углерода.Этот аспект следует учитывать при определении ограниченных углеродных эквивалентов в стандартах и спецификациях для обсуждаемых высокопрочных сталей. То же самое относится к классу X 120, представляющему наивысший уровень прочности, на который нацелены. Следовательно, нет разницы в характеристиках холодного растрескивания основного материала между классом X 100 и классом X 120. Пиковая твердость в зоне термического влияния кольцевых швов играет важную роль в подверженности холодному растрескиванию (рисунок 19). Высокие остаточные напряжения, возникающие в зоне сварки в течение критического периода между сваркой корневым проходом и сваркой горячим проходом, также оказывают существенное влияние.По мере того как горячий проход осаждается, ЗТВ корневого прохода подвергается снижению твердости в результате повторного нагрева (эффекты нормализации и отпуска), так что риск холодного растрескивания, который предпочтительно может инициироваться в выемках пальцев корневого прохода, значительно снижается. Теоретически, остаточные напряжения увеличиваются с увеличением прочности материалов. С этой проблемой можно справиться, используя мягкие целлюлозные электроды для нанесения корневого прохода. Этот аспект и повышенная твердость HAZ, однако, не будут иметь никакого значения, при условии, что сварной шов поддерживается при температуре 50 ° C во время критической начальной стадии и любых внеплановых перерывов во время последующей сварки.Хорошо известно, что холодное растрескивание в кольцевых сварных швах может происходить только в том случае, если температура межпроходного прохождения значительно ниже плюс 50 С. Условия сварки (расчет по формулам Маннесмана). Поэтому следует подчеркнуть, что это не основной материал, а сварочный металл с наплавкой, нанесенный сверхвысокопрочными основными вертикальными нисходящими электродами, который является более чувствительным и, следовательно, играет главную роль в предотвращении образования холодных трещин при сварке материалов класса X 100 и особенно материала класса X 120.Выбираемая температура предварительного нагрева должна соответствовать химическому составу металла шва и бумаге № SYMP-03 Gräf 7
.9 ввод водорода при сварке. Это подразумевает, что температура предварительного нагрева должна быть такой, чтобы водород мог адекватно вытекать из сверхвысокопрочного основного металла сварного шва в засыпку и колпачок, прежде чем сварной шов остынет до комнатной температуры.Все эти меры сегодня являются обычным явлением и не предполагают очень высоких дополнительных затрат. Производство сварочных материалов, соответствующих классам X 100 и X 120, должно быть принципиально возможным как для SMA, так и для GMAW. Огромное давление на цену природного газа вынуждает операторов трубопроводов изучить все возможности для снижения стоимости трубопроводных проектов в будущем. Производитель труб может помочь ему в его работе, поставляя трубы высокого качества. Влияние качества труб на снижение стоимости проекта будет более существенным, когда трубопровод будет построен до предельного состояния.Наконец, производители труб вносят вклад в снижение эксплуатационных расходов трубопровода в течение срока его службы, определяя посредством исследований усталость, коррозию и старение труб и материалов труб. Эти свойства оказывают существенное влияние на целостность трубопровода и, следовательно, на эксплуатационные расходы. Эти свойства в настоящее время интенсивно изучаются. Знания, полученные в результате этих исследований, могут быть использованы для оказания помощи операторам трубопровода при планировании нового проекта трубопровода или при оценке остаточного срока службы устаревших трубопроводов.СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ / 1 / М. К. Греф и Х.-Г. Хилленбранд: Высококачественная труба — необходимое условие снижения стоимости проекта, 11-е совместное техническое совещание PRCI-EPRG, Арлингтон, Вирджиния, апрель 1997/2 / Л. Барсанти, Х.-Г. Хилленбранд, Дж. Маннуччи, Дж. Демофонти и Д. Харрис: возможное использование новых материалов для строительства трубопроводов высокого давления: отверстие в стали марки Х100, Международная конференция по трубопроводам, Калгари, Альберта, сентябрь 2002 г. Рисунок 21: Прокаливаемость стали из трубопроводов классы X 100 и X 120 (расчет в соотв.по формулам Маннесмана) ЗАКЛЮЧЕНИЕ Прогнозируемый рост энергопотребления в ближайшие десятилетия требует серьезных усилий для экономической транспортировки большого количества природного газа конечным потребителям. Трубопроводы большого диаметра служат лучшим и самым безопасным видом транспорта. В этом документе представлен обзор текущих требований к высокопрочным сталям и связанным с ними разработкам. Технические возможности описаны. Также в будущем могут быть реализованы дополнительные существенные улучшения.Несколько трубопроводов, установленных в Европе и Северной Америке за последние два десятилетия, показывают, что использование трубопровода X 80 не вызывает проблем в отношении механических свойств и сварки. Разработки привели к выводу, что механические свойства класса Х 100 могут быть достигнуты. Свойства по предотвращению образования трещин для труб определенного размера были проверены в полномасштабных испытаниях на разрыв. Первоначальные результаты работ, направленных на разработку класса Х 120, обнадеживают в отношении свойств основного материала.Не только марка стали, но также коэффициент использования и рабочее давление постоянно растут. С точки зрения производителей, при использовании более высокопрочных марок материалов необходимо соблюдать определенные правила. Минимальная толщина должна составлять 12 мм для трубы класса Х 80 и 16 мм для трубы класса Х 100. Увеличение рабочего давления в сочетании с меньшим диаметром и постоянной толщиной стенки должно быть предпочтительным для уменьшения толщины стенки. В любом случае отношение толщины к диаметру высокопрочной трубы большого диаметра должно превышать 1% или лучше 1.5%. / 3 / М. Д. Бишоп, О. Рипмейер, Х.-Г. Hillenbrand, J. Schröder и A. Liessem: продольные сварные трубы X80 для высокотемпературного паропровода высокого давления, 3 R international 41 (2002) № 2/4 / H. Engelmann, A. Engel, PA Peters, C. Дюрен и Х. Мюш: Первое использование труб большого диаметра из стали GRS 550 TM (X80); 3R International 25 (1986), № 4, / 5 / V. Chaudhari, H. P. Ritzmann, G. Wellnitz, H.-G. Хилленбранд и В. Уиллингс: немецкий газопровод первым будет использовать трубопровод нового поколения; Нефтегазовый журнал, январь 1995/6 / H.-ГРАММ. Хилленбранд, К. А. Нидерхофф, Г. Хаук, Э. Пертенедер и Г. Веллниц: процедура, соображения по сварке трубопровода Х80 установлены; Oil & Gas Journal, 15 сентября 1997/7 / В. Швинн, П. Флюсс и Дж. Бауэр: «Производство и разработка пластин для труб с уровнем прочности X80 и выше», Международная конференция по применению и оценке высококачественные трубопроводы в агрессивных средах, Йокогама, Япония, ноябрь 2002 г. / 8 / Л. Барсанти, Г. Поццоли и Х.-Г. Хилленбранд: Оценка технологической и эксплуатационной свариваемости трубопровода Х100, 13-е совместное совещание PRCI-EPRG, Новый Орлеан, США 2001/9 / H.-ГРАММ. Hillenbrand, A. Liessem, G. Knauf, KA Niederhoff и J. Bauer: Разработка трубы большого диаметра в классе X100. Современный доклад с точки зрения производителя, Международная конференция по трубопроводной технологии, Брюгге, Бельгия, май 2000 г. / 10 / G. Demofonti, G. Mannucci, D. Harris, H.-G. Хилленбранд и Л. Барсанти: Поведение при разрушении газопровода X100 при полномасштабных испытаниях, Международная конференция по применению и оценке магистральных трубопроводов высокого класса в агрессивных средах, Йокогама, Япония, ноябрь 2002 г. Документ № SYMP-03 Gräf 8
10 Бумага № SYMP-03 Gräf 9
,