This Standard is the property of Iranian Ministry of Petroleum. All rights are reserved to the owner. Neither whole nor
any part of this document may be disclosed to any third party, reproduced,
transmitted in any form or by any means without the prior written consent of the Iranian Ministry of Petroleum.
Technical requirements and engineering
recommendations
IPS
This Standard is the property of Iranian Ministry of Petroleum. All rights are reserved to the owner. Neither whole nor
any part of this document may be disclosed to any third party, reproduced, stored in any retrieval system or
transmitted in any form or by any means without the prior written consent of the Iranian Ministry of Petroleum.
Technical requirements and engineering
recommendations for onshore transportation pipelines
Specifications
Second edition
February 2019
IPS-E-PI-140(2)
This Standard is the property of Iranian Ministry of Petroleum. All rights are reserved to the owner. Neither whole nor
stored in any retrieval system or
transmitted in any form or by any means without the prior written consent of the Iranian Ministry of Petroleum.
Technical requirements and engineering
onshore transportation pipelines-
Foreword
The Iranian Petroleum Standards (IPS) reflect the views of the
are intended for use in the oil and gas production facilities, oil refineries, chemical and
petrochemical plants, gas handling and processing installations and other such facilities.
IPS is based on internationally accepta
stipulated in the referenced standards. They are also supplemented by additional requirements
and/or modifications based on the experience acquired by the Iranian Petroleum Industry and the
local market availability. The options which are not specified in the text of the standards are
itemized in data sheet/s, so that, the user can select his appropriate preferences therein
The IPS standards are therefore expected to be sufficiently flexible so that the
these standards to their requirements. However, they may not cover every requirement of each
project. For such cases, an addendum to IPS Standard shall be prepared by the user which
elaborates the particular requirements of the user. This a
shall form the job specification for the specific project or work.
The IPS is reviewed and up-dated approximately every five years. Each standards are subject to
amendment or withdrawal, if required, thus the latest e
The users of IPS are therefore requested to send their views and comments, including any
addendum prepared for particular cases to the following address. These comments and
recommendations will be reviewed by the relevant
will be incorporated in the next revision of the standard.
Deputy of Standardization, Administrative of Technical, Execution and Evaluation of Projects
Affairs, No.17, St. 14th, North Kheradmand, Karimkhan
Postal Code- 1585886851
Tel: 021-88810459-60 & 021-
Fax: 021-88810462
Email: [email protected]
Feb. 2019
II
The Iranian Petroleum Standards (IPS) reflect the views of the Iranian Ministry of Petroleum and
are intended for use in the oil and gas production facilities, oil refineries, chemical and
petrochemical plants, gas handling and processing installations and other such facilities.
IPS is based on internationally acceptable standards and includes selections from the items
stipulated in the referenced standards. They are also supplemented by additional requirements
and/or modifications based on the experience acquired by the Iranian Petroleum Industry and the
availability. The options which are not specified in the text of the standards are
itemized in data sheet/s, so that, the user can select his appropriate preferences therein
The IPS standards are therefore expected to be sufficiently flexible so that the
these standards to their requirements. However, they may not cover every requirement of each
project. For such cases, an addendum to IPS Standard shall be prepared by the user which
elaborates the particular requirements of the user. This addendum together with the relevant IPS
shall form the job specification for the specific project or work.
dated approximately every five years. Each standards are subject to
amendment or withdrawal, if required, thus the latest edition of IPS shall be applicable
The users of IPS are therefore requested to send their views and comments, including any
addendum prepared for particular cases to the following address. These comments and
recommendations will be reviewed by the relevant technical committee and in case of approval
will be incorporated in the next revision of the standard.
Deputy of Standardization, Administrative of Technical, Execution and Evaluation of Projects
Affairs, No.17, St. 14th, North Kheradmand, Karimkhan Blvd., Tehran, Iran.
-66153055
IPS-E-PI-140(2)
Iranian Ministry of Petroleum and
are intended for use in the oil and gas production facilities, oil refineries, chemical and
petrochemical plants, gas handling and processing installations and other such facilities.
ble standards and includes selections from the items
stipulated in the referenced standards. They are also supplemented by additional requirements
and/or modifications based on the experience acquired by the Iranian Petroleum Industry and the
availability. The options which are not specified in the text of the standards are
itemized in data sheet/s, so that, the user can select his appropriate preferences therein
The IPS standards are therefore expected to be sufficiently flexible so that the users can adapt
these standards to their requirements. However, they may not cover every requirement of each
project. For such cases, an addendum to IPS Standard shall be prepared by the user which
ddendum together with the relevant IPS
dated approximately every five years. Each standards are subject to
dition of IPS shall be applicable
The users of IPS are therefore requested to send their views and comments, including any
addendum prepared for particular cases to the following address. These comments and
technical committee and in case of approval
Deputy of Standardization, Administrative of Technical, Execution and Evaluation of Projects
Blvd., Tehran, Iran.
Titles
Introduction
1 Scope
2 References
3 Definitions
3-1 General terms
3-2 Specific terms
4 Abbreviations
5 Units
6 Fluid categories
7 Design
7-1 General considerations
7-2 Operational requirements
7-3 Economic considerations (Optimization)
7-4 Hydraulic design
7-5 Mechanical design
7-6 Pipeline Risks
8 Materials
8-1 General
8-2 Material procurement
8-3 Line pipe materials
8-4 Valves
8-5 Branch connections, fi
9 Pipeline route selection
9-1 General
9-2 Route and soil surveys
9-3 Proximity to occupied buildings
9-4 Proximity to other facilities
9-5 Right-of-way
10 Pipeline protection and marking
10-1 Burial philosophy
10-2 Trench dimensions
10-3 Anchor for pipelines
10-4 Non-buried pipelines
10-5 Corrosion Protection
10-6 Pipeline Markers
Feb. 2019
III
Contents
considerations
Operational requirements
Economic considerations (Optimization)
Material procurement
Branch connections, fittings, etc.
Route and soil surveys
Proximity to occupied buildings
Proximity to other facilities
Pipeline protection and marking
buried pipelines
on Protection
IPS-E-PI-140(2)
Page No
V
1
1
2
2
3
5
6
6
6
6
6
7
7
9
15
16
16
17
17
17
17
18
18
18
19
19
19
21
21
21
22
22
24
24
11 Crossings
11-1 River crossings
11-2 Road and railway crossings
11-3 Crossing other pipelines
11-4 Crossing land faults
11-5 Land slides
12 Records
Appendices:
Appendix A (Informative) Critical velocity formula
Appendix B (Informative) Erosional velocity formula
Appendix C (Informative) Calculation hydraulic design
Appendix D (Informative) Moody (or darcy) friction factor chart
Feb. 2019
IV
Road and railway crossings
Crossing other pipelines
Critical velocity formula
Erosional velocity formula
Calculation hydraulic design
Moody (or darcy) friction factor chart
IPS-E-PI-140(2)
25
25
26
26
26
27
27
28
29
30
36
Introduction
This standard has been developed in
of a wide range of professionals, representatives of organizations, companies, management,
institutions and research-laboratory centers, manufacturers, associations, etc.
Petroleum Standards developed by the Ministry of Petroleum ar
specialized reference committees every five years and, are performed with regard to their
applicability and effectiveness, approve, revoke or revise them in accordance with current
Ministry of Petroleum regulations. Obviously,
periodical review can be done early, if necessary.
English languages, English language shall govern.
Note 1:
This standard specification is reviewed and updat
2004, as amendment No. 1 by circular No. 194.
Note 2:
This bilingual standard is a revised version of the standard specification by the relevant technical
committee on Jul. 2009, which is issued as revision (1
specification is withdrawn.
Note 3:
This bilingual standard is a revised version of the standard specification by the relevant technical
committee on Feb. 2019, which is issued as revision (2). Revision (1) of the said
specification is withdrawn.
Iranian Petroleum Standards (IPS)
Deputy of Standardization, Administrative of Technical, Execution and Evaluation of Projects
Affairs, No.17, St. 14th, North kheradmand, Karimkhan Blvd., Tehran, Iran.
P.O.Box: 1585886851
Tel: + 98 (21) 61623055, (21) 88810459
Fax: + 98 (21) 88810462
Email: [email protected]
Website: http://ips.mop.ir
1 - Standardized specialized reference committees are qualified committees responsible for determination
reviewing standards for the petroleum industry
Feb. 2019
V
This standard has been developed in “specialized reference committees”1 and with the consensus
of a wide range of professionals, representatives of organizations, companies, management,
laboratory centers, manufacturers, associations, etc.
Petroleum Standards developed by the Ministry of Petroleum are reviewed systematically by
specialized reference committees every five years and, are performed with regard to their
applicability and effectiveness, approve, revoke or revise them in accordance with current
Ministry of Petroleum regulations. Obviously, in accordance with clause 4 of the Procedure, the
periodical review can be done early, if necessary. In case of conflict between Farsi (Persian) and
English languages, English language shall govern.
This standard specification is reviewed and updated by the relevant technical committee on Jan.
2004, as amendment No. 1 by circular No. 194.
This bilingual standard is a revised version of the standard specification by the relevant technical
committee on Jul. 2009, which is issued as revision (1). Revision (0) of the said standard
This bilingual standard is a revised version of the standard specification by the relevant technical
committee on Feb. 2019, which is issued as revision (2). Revision (1) of the said
Iranian Petroleum Standards (IPS)
Deputy of Standardization, Administrative of Technical, Execution and Evaluation of Projects
Affairs, No.17, St. 14th, North kheradmand, Karimkhan Blvd., Tehran, Iran.
Tel: + 98 (21) 61623055, (21) 88810459 - 60
Standardized specialized reference committees are qualified committees responsible for determination
reviewing standards for the petroleum industry (governmental, private and cooperative sectors).
IPS-E-PI-140(2)
and with the consensus
of a wide range of professionals, representatives of organizations, companies, management,
laboratory centers, manufacturers, associations, etc.
e reviewed systematically by
specialized reference committees every five years and, are performed with regard to their
applicability and effectiveness, approve, revoke or revise them in accordance with current
in accordance with clause 4 of the Procedure, the
In case of conflict between Farsi (Persian) and
ed by the relevant technical committee on Jan.
This bilingual standard is a revised version of the standard specification by the relevant technical
). Revision (0) of the said standard
This bilingual standard is a revised version of the standard specification by the relevant technical
committee on Feb. 2019, which is issued as revision (2). Revision (1) of the said standard
Deputy of Standardization, Administrative of Technical, Execution and Evaluation of Projects
Affairs, No.17, St. 14th, North kheradmand, Karimkhan Blvd., Tehran, Iran.
Standardized specialized reference committees are qualified committees responsible for determination and
(governmental, private and cooperative sectors).
Technical requirements and engineering recommendations for onshore
transportation pipelines
1 Scope
This Standard provides a baseline for minimum technical requirements and recommended
engineering practices for design of off
hydrocarbons in Iranian Oil, Gas an
applies, as well as those relating to pipeline engineering issues not referred to in this standard,
are indicated in scope of ASME B 31.4 and ASME B 31.8 latest editions.
2 References
Throughout this Standard the following dated and undated standards/codes are referred to. These
referenced documents shall, to the extent specified herein, form a part of this standard. For dated
references, the edition cited applies. The applicability of changes in
after the cited date shall be mutually agreed upon by the Company and the Vendor. For undated
references, the latest edition of the referenced documents (including any supplements and
amendments) applies.
2-1 API RP 1102, Steel pipelines crossing rail roads and highways
2-2 API 1160, Managing systems integrity for hazardous liquid pipelines
2-3 API 6 D, Specification for
2-4 API SPEC.5L, Specification for
2-5 ASME B 31.4, Pipeline transportati
2-6 ASME B 31.8, Gas transmission and distribution systems
2-7 BS EN ISO 18086, Corrosion of metals and alloys
criteria
2-8 EI Model code of Safe practice Part 1
flammable fluids
2-9 IPS-E-GN-100, Engineering
2-10 IPS-C-CE-112, Construction
2-11 IPS-C-PI-270, Construction
2-12 IPS-C-PI-370, Construction
2-13 IPS-E-PI-240, Engineering
2-14 IPS-G-PI-280, General standard for pipe supports
2-15 IPS-M-PI-110, Material and
2-16 IPS-M-PI-150, Material standard for flanges and fittings
2-17 IPS-M-PI-130, Material and
2-18 IPS-M-PI-190, Material and
Feb. 2019
1
Technical requirements and engineering recommendations for onshore
transportation pipelines-Specifications
This Standard provides a baseline for minimum technical requirements and recommended
engineering practices for design of off-plot onshore pipelines used for transportation of
hydrocarbons in Iranian Oil, Gas and Petrochemical Industries. Facilities to which this standard
applies, as well as those relating to pipeline engineering issues not referred to in this standard,
are indicated in scope of ASME B 31.4 and ASME B 31.8 latest editions.
this Standard the following dated and undated standards/codes are referred to. These
referenced documents shall, to the extent specified herein, form a part of this standard. For dated
references, the edition cited applies. The applicability of changes in dated references that occur
after the cited date shall be mutually agreed upon by the Company and the Vendor. For undated
references, the latest edition of the referenced documents (including any supplements and
pipelines crossing rail roads and highways
systems integrity for hazardous liquid pipelines
API 6 D, Specification for pipeline and piping valves
API SPEC.5L, Specification for line pipe
transportation systems for liquid hydrocarbon and other liquids
transmission and distribution systems
EN ISO 18086, Corrosion of metals and alloys- Determination of AC corrosion
EI Model code of Safe practice Part 15, area classification code for installations handling
, Engineering standard for units
, Construction standard for earthworks
, Construction standard for welding of transportation pipelines
, Construction standard for transportation pipelines (onshore) pressure testing
, Engineering standard for plant piping systems
standard for pipe supports
, Material and equipment standard for valves
standard for flanges and fittings
, Material and equipment standard for pig launching and receiving traps
, Material and equipment standard for line pipes
IPS-E-PI-140(2)
Technical requirements and engineering recommendations for onshore
This Standard provides a baseline for minimum technical requirements and recommended
plot onshore pipelines used for transportation of
d Petrochemical Industries. Facilities to which this standard
applies, as well as those relating to pipeline engineering issues not referred to in this standard,
this Standard the following dated and undated standards/codes are referred to. These
referenced documents shall, to the extent specified herein, form a part of this standard. For dated
dated references that occur
after the cited date shall be mutually agreed upon by the Company and the Vendor. For undated
references, the latest edition of the referenced documents (including any supplements and
on systems for liquid hydrocarbon and other liquids
Determination of AC corrosion- Protection
area classification code for installations handling
standard for welding of transportation pipelines
tion pipelines (onshore) pressure testing
equipment standard for pig launching and receiving traps
2-19 IPS-D-PI-143, Pipelines right
2-20 IPS-E-SF-100, Engineering
2-21 IPS-E-TP-270, Engineering
structures
2-22 IPS-E-TP-820, Engineering
2-23 IPS-D-TP-712, Combined
2-24 IPS-D-PI-175, Pipeline road crossing
2-25 IPS-E-EL-160, Engineering
2-26 IPS-C-PI-140, Construction
2-27 NACE MR 0175/ISO 15156
containing environments in oil and gas production
resistant materials
Note: INSO no.9226-1: “Petroleum and natural gas industries
environments in oil and gas production
materials” is compiled based on
2-28 NACE MR 0175/ISO 15156
containing environments in oil and gas production
steels, and the use of cast iron
Note: INSO no.9226-2: “Petroleum and natural gas industries
environments in oil and gas production
use of cast iron” is compiled based on
2-29 NACE MR 0175/ISO 15156
containing environments in oil and gas production
alloys) and other alloys
Note: INSO no.9226-3: “Petroleum and natural gas industries
environments in oil and gas production
other alloys” is compiled based on
2-30 NFPA 10: “Standard for portable fire extinguishers
3 Definitions
3-1 General terms
3-1-1
engineer
Refers to person or party representing the company for supervision of design, engineering
services, and execution of project as required and specified by the Company.
Feb. 2019
2
right-of-way
100, Engineering standard for classification of fires and fire hazard properties
ing standard for protective coatings for buried and submerged steel
, Engineering standard for cathodic protection
Combined marker and test point and bond box details
road crossing
Engineering standard for overhead transmission and distribution
, Construction standard for transportation pipelines (Onshore)
ISO 15156-1, Petroleum and natural gas industries - Materials for use in H
ironments in oil and gas production - Part 1: General principles for section of cracking
“Petroleum and natural gas industries - Materials for use in H
environments in oil and gas production - Part 1: General principles for section of cracking
ISO 15156-1:2009.
ISO 15156-2, Petroleum and natural gas industries - Materials for use in H
containing environments in oil and gas production - Part 2: Cracking-resistant carbon and low
Petroleum and natural gas industries - Materials for use in H
environments in oil and gas production - Part 2: Cracking-resistant carbon and l
is compiled based on ISO 15156-2:2009.
ISO 15156-3, Petroleum and natural gas industries - Materials for use in H
containing environments in oil and gas production - Part 3: Cracking-resistant CRAs (corrosion
“Petroleum and natural gas industries - Materials for use in H
environments in oil and gas production - Part 3: Cracking-resistant CRAs (corrosion
is compiled based on ISO 15156-3:2009.
Standard for portable fire extinguishers”
Refers to person or party representing the company for supervision of design, engineering
services, and execution of project as required and specified by the Company.
IPS-E-PI-140(2)
standard for classification of fires and fire hazard properties
standard for protective coatings for buried and submerged steel
and distribution
(Onshore)
Materials for use in H2S -
Part 1: General principles for section of cracking-
Materials for use in H2S -containing
General principles for section of cracking-resistant
Materials for use in H2S -
resistant carbon and low-alloy
Materials for use in H2S -containing
resistant carbon and low-alloy steels, and the
Materials for use in H2S -
CRAs (corrosion-resistant
Materials for use in H2S -containing
resistant CRAs (corrosion-resistant alloys) and
Refers to person or party representing the company for supervision of design, engineering
services, and execution of project as required and specified by the Company.
3-1-2
manufacturer
The party that manufactures or produces line pipe and piping
requirements of relevant IPS standards.
3-1-3
consultant
Is the party which carries out all or part of a pipeline design and engineering.
3-2 Specific terms
3-2-1
design factor
Ratio of the hoop stress developed in the pipeline by the design
Minimum Yield Stress (SMYS) of the pipeline material.
3-2-2
specified minimum yield stress (SMYS)
The level of stress which produces 0.5 percent total strain (API definition). This is specified by
the Company and shall be guaranteed b
3-2-3
incidental pressure
Pressure which occurs in a pipeline with limited frequency and within a limited period of time,
such as surge pressures and thermal expansions, if not occurring most of the time.
3-2-4
maximum allowable incidental pressure (MAIP)
The maximum pressure that is allowed by ASME B 31.4 and B 31.8 to occur in a pipeline with a
limited frequency and during limited period of time.
3-2-5
maximum allowable operating pressure (MAOP)
The maximum pressure at whi
conditions, in accordance with ASME B 31.4 and ASME B 31.8.
Feb. 2019
3
The party that manufactures or produces line pipe and piping components according to the
requirements of relevant IPS standards.
Is the party which carries out all or part of a pipeline design and engineering.
Ratio of the hoop stress developed in the pipeline by the design pressure and the Specified
Minimum Yield Stress (SMYS) of the pipeline material.
specified minimum yield stress (SMYS)
The level of stress which produces 0.5 percent total strain (API definition). This is specified by
the Company and shall be guaranteed by the Manufacturers /Suppliers/Vendors.
Pressure which occurs in a pipeline with limited frequency and within a limited period of time,
such as surge pressures and thermal expansions, if not occurring most of the time.
allowable incidental pressure (MAIP)
The maximum pressure that is allowed by ASME B 31.4 and B 31.8 to occur in a pipeline with a
limited frequency and during limited period of time.
maximum allowable operating pressure (MAOP)
The maximum pressure at which a pipeline is allowed to be operated under steady state process
conditions, in accordance with ASME B 31.4 and ASME B 31.8.
IPS-E-PI-140(2)
components according to the
Is the party which carries out all or part of a pipeline design and engineering.
pressure and the Specified
The level of stress which produces 0.5 percent total strain (API definition). This is specified by
y the Manufacturers /Suppliers/Vendors.
Pressure which occurs in a pipeline with limited frequency and within a limited period of time,
such as surge pressures and thermal expansions, if not occurring most of the time.
The maximum pressure that is allowed by ASME B 31.4 and B 31.8 to occur in a pipeline with a
ch a pipeline is allowed to be operated under steady state process
3-2-6
flammable fluid
A fluid having a flash point lower than 100°C.
3-2-7
stable fluid
A fluid which has an NFPA 10
3-2-8
toxic fluid
Includes all fluids in the slightly toxic, toxic and highly toxic categories.
3-2-9
flow line
A pipeline (including valves and fittings) for t
reservoir fluids between the stone trap outlet flange and the first flange on the incoming manifold
at the production unit or the wellhead separator surface safety valve.
3-2-10
transmission line
A pipeline (including valves, traps and fittings) for
containing hydrocarbon materials between the main block valve on the units outlet lines and the
main block valve on inlet lines to other units and wells.
3-2-11
main oil line (oil trunk line)
A pipeline (including valves and fittings) between the main block valve on the production unit
oil outlet line and the main block valve on crude oil terminal inlet line but excluding the piping,
valves, fittings, etc. between the
3-2-12
gas transmission line (gas trunk line)
A pipeline (including valves, traps and fittings) between the block valve on the NGL plant or gas
refinery or gas compressor station gas outlet line and the block
or consumers premises inlet line but excluding the piping, valves, fittings, etc. between the
booster stations main inlet and outlet block valves.
Feb. 2019
4
A fluid having a flash point lower than 100°C.
10 reactivity grade number of zero (Refer to IPS
Includes all fluids in the slightly toxic, toxic and highly toxic categories.
A pipeline (including valves and fittings) for transporting untreated hydrocarbons and other
reservoir fluids between the stone trap outlet flange and the first flange on the incoming manifold
at the production unit or the wellhead separator surface safety valve.
valves, traps and fittings) for transporting treated hydrocarbons or fluids
containing hydrocarbon materials between the main block valve on the units outlet lines and the
main block valve on inlet lines to other units and wells.
A pipeline (including valves and fittings) between the main block valve on the production unit
oil outlet line and the main block valve on crude oil terminal inlet line but excluding the piping,
valves, fittings, etc. between the booster stations main inlet and outlet block valves
gas transmission line (gas trunk line)
A pipeline (including valves, traps and fittings) between the block valve on the NGL plant or gas
refinery or gas compressor station gas outlet line and the block valve at gas distribution terminal
or consumers premises inlet line but excluding the piping, valves, fittings, etc. between the
booster stations main inlet and outlet block valves.
IPS-E-PI-140(2)
IPS-E-SF-100).
ransporting untreated hydrocarbons and other
reservoir fluids between the stone trap outlet flange and the first flange on the incoming manifold
treated hydrocarbons or fluids
containing hydrocarbon materials between the main block valve on the units outlet lines and the
A pipeline (including valves and fittings) between the main block valve on the production unit
oil outlet line and the main block valve on crude oil terminal inlet line but excluding the piping,
booster stations main inlet and outlet block valves
A pipeline (including valves, traps and fittings) between the block valve on the NGL plant or gas
valve at gas distribution terminal
or consumers premises inlet line but excluding the piping, valves, fittings, etc. between the
3-2-13
ethylene and ethane transmission line
A pipeline (including valves, tra
olefinic units used to transport ethylene and ethane to produce a wide range of polymers.
3-2-14
gas gathering line
A pipeline (including valves, traps and fittings) between the block valve on the wel
separator (or wellhead separator cluster) gas outlet line and the block valve on the NGL plant or
production unit gas inlet line.
3-2-15
NGL line
A pipeline (including valves and fittings) between the block valve on the NGL plant liquid outlet
line and the block valve on the NGL distribution terminal or LPG plant or consumers premises
inlet line.
3-2-16
injection line
A pipeline (including valves, traps and fittings) between the block valve on the injection unit
outlet line and the block valve on the wellhead for
pressure increase.
3-2-17
waste water line (salt water, sour water ...)
A pipeline (including valves and fittings) between block valve on the production unit outlet line
and the block valve on the wellhead for trans
hydrocarbon substances into the well.
4 Abbreviations
Diameter Nominal
Liquefied Petroleum Gas
Natural Gas Liquids
Nominal Pipe Size
Reynolds
Raised Face
International System of Unites
Specified Minimum Yield Stress
Maximum Allowable Incidental Pressure
Maximum Allowable Operating Pressure
Environmental Impact Assessment
Feb. 2019
5
ethylene and ethane transmission line
including valves, traps and fittings) for supplying petrochemical units as well as
olefinic units used to transport ethylene and ethane to produce a wide range of polymers.
A pipeline (including valves, traps and fittings) between the block valve on the wel
separator (or wellhead separator cluster) gas outlet line and the block valve on the NGL plant or
A pipeline (including valves and fittings) between the block valve on the NGL plant liquid outlet
block valve on the NGL distribution terminal or LPG plant or consumers premises
A pipeline (including valves, traps and fittings) between the block valve on the injection unit
outlet line and the block valve on the wellhead for transporting the fluids required for the well
waste water line (salt water, sour water ...)
A pipeline (including valves and fittings) between block valve on the production unit outlet line
and the block valve on the wellhead for transporting the waste fluids contaminated with
hydrocarbon substances into the well.
DN
LPG
NGL
NPS
Re
RF
SI
Specified Minimum Yield Stress SMYS
Maximum Allowable Incidental Pressure MAIP
Maximum Allowable Operating Pressure MAOP
Environmental Impact Assessment EIA
IPS-E-PI-140(2)
) for supplying petrochemical units as well as
olefinic units used to transport ethylene and ethane to produce a wide range of polymers.
A pipeline (including valves, traps and fittings) between the block valve on the wellhead
separator (or wellhead separator cluster) gas outlet line and the block valve on the NGL plant or
A pipeline (including valves and fittings) between the block valve on the NGL plant liquid outlet
block valve on the NGL distribution terminal or LPG plant or consumers premises
A pipeline (including valves, traps and fittings) between the block valve on the injection unit
transporting the fluids required for the well
A pipeline (including valves and fittings) between block valve on the production unit outlet line
porting the waste fluids contaminated with
5 Units
This standard is based on International System of Units (SI), as per
otherwise specified.
6 Fluid categories
Based on the hazard potential of a fluid transported in the pipeline, it
one of the four groups in table 1.
Category
A Non-flammable, stable and nonform at ambient temperature and atmospheric pressure
B Flammable, or unstable or toxic fluids which are in liquid form at
ambient temperature and atmospheric pressure.
C
Non-flammable, stable, non
or a mixture of gas and
atmospheric pressure.
D
Flammable, or unstable or toxic fluids which are in gaseous form or
a mixture of gas and liquid at ambient temperature and atmospheric
pressure.
Note: For definition of flammable, stable and toxic fluids see 3.2 of this Standard.
7 Design
7-1 General considerations
The relevant sections of ASME B31.4 and ASME B31.8 and other standards referred to and
supplemented by this Standard shall be used for design of the pipeline in which the operating
conditions and requirements, ease of inspection and maintenance, environmen
safety requirements, geographic location, climatic, geotechnic and seismic conditions as well as
future changes and expansions should be taken into account over the pipeline entire projected life
cycle including its final abandonment.
7-2 Operational requirements
In designing the pipeline and its associated piping systems, due account shall be given to the
operation, inspection and maintenance requirements for the predicted life cycle and the planned
conditions and criteria as set by and/or agre
operation and maintenance of the pipeline. Due regard should also be given to manning levels,
pipeline condition monitoring and maintenance system, remote operations, communications,
means of access to the right
maintenance without interruption of the pipeline operation, etc. Requirements for pipeline
Feb. 2019
6
This standard is based on International System of Units (SI), as per IPS-E-
Based on the hazard potential of a fluid transported in the pipeline, it should be categorized in
one of the four groups in table 1.
Table 1 - Fluid categories
Description
flammable, stable and non-toxic fluids which are in liquid form at ambient temperature and atmospheric pressure.
Flammable, or unstable or toxic fluids which are in liquid form at
ambient temperature and atmospheric pressure.
flammable, stable, non-toxic fluids which are in gaseous form
or a mixture of gas and liquid at ambient temperature and
atmospheric pressure.
Flammable, or unstable or toxic fluids which are in gaseous form or
a mixture of gas and liquid at ambient temperature and atmospheric
: For definition of flammable, stable and toxic fluids see 3.2 of this Standard.
The relevant sections of ASME B31.4 and ASME B31.8 and other standards referred to and
supplemented by this Standard shall be used for design of the pipeline in which the operating
conditions and requirements, ease of inspection and maintenance, environmen
safety requirements, geographic location, climatic, geotechnic and seismic conditions as well as
future changes and expansions should be taken into account over the pipeline entire projected life
cycle including its final abandonment.
requirements
In designing the pipeline and its associated piping systems, due account shall be given to the
operation, inspection and maintenance requirements for the predicted life cycle and the planned
conditions and criteria as set by and/or agreed in advance with the personnel responsible for the
operation and maintenance of the pipeline. Due regard should also be given to manning levels,
pipeline condition monitoring and maintenance system, remote operations, communications,
he right-of-way, by-pass requirements for components needing regular
maintenance without interruption of the pipeline operation, etc. Requirements for pipeline
IPS-E-PI-140(2)
-GN-100 except where
should be categorized in
Example
toxic fluids which are in liquid Water base fluids,
Slurries
Flammable, or unstable or toxic fluids which are in liquid form at Stabilized crude, Gas
oil, Methanol
toxic fluids which are in gaseous form
liquid at ambient temperature and
Nitrogen, Carbon
Dioxide, Argon, Air
Flammable, or unstable or toxic fluids which are in gaseous form or
a mixture of gas and liquid at ambient temperature and atmospheric
Hydrogen, Ethane,
Ethylene, Natural gas,
LPG (Propane and
Butane),
Ammonia, Chlorine
The relevant sections of ASME B31.4 and ASME B31.8 and other standards referred to and
supplemented by this Standard shall be used for design of the pipeline in which the operating
conditions and requirements, ease of inspection and maintenance, environmental conditions,
safety requirements, geographic location, climatic, geotechnic and seismic conditions as well as
future changes and expansions should be taken into account over the pipeline entire projected life
In designing the pipeline and its associated piping systems, due account shall be given to the
operation, inspection and maintenance requirements for the predicted life cycle and the planned
ed in advance with the personnel responsible for the
operation and maintenance of the pipeline. Due regard should also be given to manning levels,
pipeline condition monitoring and maintenance system, remote operations, communications,
pass requirements for components needing regular
maintenance without interruption of the pipeline operation, etc. Requirements for pipeline
integrity monitoring such as corrosion monitoring, leak detection, supervisory control and data
acquisition (SCADA)1 shall be established at the design stage.
7-3 Economic considerations
When there are alternatives for designing and constructing a pipeline, an economic analysis shall
be carried out to determine the optimum design specifica
requirements with the highest technical integrity in the best possible way at the lowest possible
cost. The analysis should consider the following parameters as well as other factors which could
have significant cost implications on the one hand and safety risks and environmental impacts on
the other:
a) Different pipe diameters, operating pressures, flow velocities, materials, etc.
b) Distances between booster stations, with due consideration to other facilities requir
operation and maintenance of booster stations.
c) Alternative routes with their problems, peculiarities, impacts and risks with due consideration
to the interaction between the pipeline and the environment during each stage of the pipeline life
cycle.
d) Various construction methods particularly at different crossings, difficult terrains, marshy
areas, etc.
7-4 Hydraulic design
7-4-1 General considerations
Flow rate and pressure drop calculations may be made for the pipelines in various services using
the formulas and methods set out in this Sub
methods for calculating the pressure drops quoted or referred to in this Sub
to be generally consistent with
more accurate methods of calculation should be considered for particular cases and where the
fluid characteristics are fully known.
For a given pipe size, fluid characteristics and flow rate, a hydraulic analysis should be carried
out to establish the possible range of operational parameters which should provide the pressure
and temperature profiles along the pipeline for steady state and transient conditions
summer and winter cases by taking full account of the possible changes in flow rates and
operational modes over the life span of the pipeline.
The analysis should provide data to address the following:
- Surge pressure during sudden shut
- Turn-down limitation and inhibitiors or insulation requirements to avoid wax or hydrates or
other impurities to deposit.
- Effect of flow rates on the efficiency of the corrosion inhibitors.
- Liquid catching and slug control requirement especially at th
lines or at the low pressure points.
1- Supervisory control and data acquisition
Feb. 2019
7
integrity monitoring such as corrosion monitoring, leak detection, supervisory control and data
shall be established at the design stage.
considerations (Optimization)
When there are alternatives for designing and constructing a pipeline, an economic analysis shall
be carried out to determine the optimum design specifications to meet the specified operating
requirements with the highest technical integrity in the best possible way at the lowest possible
cost. The analysis should consider the following parameters as well as other factors which could
mplications on the one hand and safety risks and environmental impacts on
Different pipe diameters, operating pressures, flow velocities, materials, etc.
Distances between booster stations, with due consideration to other facilities requir
operation and maintenance of booster stations.
Alternative routes with their problems, peculiarities, impacts and risks with due consideration
to the interaction between the pipeline and the environment during each stage of the pipeline life
Various construction methods particularly at different crossings, difficult terrains, marshy
considerations
Flow rate and pressure drop calculations may be made for the pipelines in various services using
ulas and methods set out in this Sub-section and appendixes. Although the equations and
methods for calculating the pressure drops quoted or referred to in this Sub
to be generally consistent with the actual experienced results during operation, nevertheless,
more accurate methods of calculation should be considered for particular cases and where the
fluid characteristics are fully known.
For a given pipe size, fluid characteristics and flow rate, a hydraulic analysis should be carried
ut to establish the possible range of operational parameters which should provide the pressure
and temperature profiles along the pipeline for steady state and transient conditions
by taking full account of the possible changes in flow rates and
operational modes over the life span of the pipeline.
The analysis should provide data to address the following:
Surge pressure during sudden shut-down of the liquid lines.
down limitation and inhibitiors or insulation requirements to avoid wax or hydrates or
Effect of flow rates on the efficiency of the corrosion inhibitors.
Liquid catching and slug control requirement especially at the downstream end of two
lines or at the low pressure points.
upervisory control and data acquisition
IPS-E-PI-140(2)
integrity monitoring such as corrosion monitoring, leak detection, supervisory control and data
When there are alternatives for designing and constructing a pipeline, an economic analysis shall
tions to meet the specified operating
requirements with the highest technical integrity in the best possible way at the lowest possible
cost. The analysis should consider the following parameters as well as other factors which could
mplications on the one hand and safety risks and environmental impacts on
Different pipe diameters, operating pressures, flow velocities, materials, etc.
Distances between booster stations, with due consideration to other facilities required for
Alternative routes with their problems, peculiarities, impacts and risks with due consideration
to the interaction between the pipeline and the environment during each stage of the pipeline life
Various construction methods particularly at different crossings, difficult terrains, marshy
Flow rate and pressure drop calculations may be made for the pipelines in various services using
section and appendixes. Although the equations and
methods for calculating the pressure drops quoted or referred to in this Sub-section have proved
peration, nevertheless,
more accurate methods of calculation should be considered for particular cases and where the
For a given pipe size, fluid characteristics and flow rate, a hydraulic analysis should be carried
ut to establish the possible range of operational parameters which should provide the pressure
and temperature profiles along the pipeline for steady state and transient conditions for both
by taking full account of the possible changes in flow rates and
down limitation and inhibitiors or insulation requirements to avoid wax or hydrates or
e downstream end of two-phase
- Effect of higher velocity ranges on impingement, cavitations and erosion on pipe wall, fittings
and valves.
- Cleaning requirements for water and other corrosive substances which may depo
7-4-2 Velocity limitations
For liquid lines the normal average flow velocities should be selected between 1 to 2 m/s.
Operations above 4 m/s should be avoided and lines containing a separate water phase (even in
small quantity such as 1% water c
water dropout which may create corrosive situations).
For gas lines the normal average flow velocities should be selected between 5 to 10 m/s and in
special cases, continuous operations up to 20
selected for fluids containing solid particles where maximum velocity will be dictated by the
occurrence of erosion.
Note:
1) The maximum velocity that can be obtained by a compressible fluid is the critical or
velocity (appendix A). In no case should the operating velocity exceed one half of the critical
velocity.
2) Where a mixture of gas and liquid is being transported, the erosional velocity may be
determined according to appendix B.
3) If sand or other erosive solids are expected to be present, the fluid velocity should be reduced
and/or special materials selected to avoid or reduce erosion.
However in two-phase lines (especially for long lines with elevation changes) the velocity shall
be selected to have a suitable flow regime with minimum pressure drop across the line.
4) Generally, the design pressure of pipeline should be at least equal to the maximum operating
pressure plus 10 percent or plus 350 kPa, whichever is greater; unless the company agree other
criterias based on situations.
7-4-3 Pressure drop calculations
In hydraulic calculations of the pressure drop for liquid or gas flows (single phase fluids) under
different conditions must be determined the influence of the physical properties of the fluid to be
used in the relationship (for example, the viscosity and fluid d
temperature change along the transmission rout). In the case of single
there are valid softwares that does not only
calculations but also consider changes in the physical properties of the fluid in hydraulic
calculations.
In the case of two-phase fluid lines, the use of methods based on the hydraulic models of
numerical calculation are recommended.
Therefore, using empirical equations and approximations for two
should be avoided and utilize valid softwares is recommended.
In Appendix C, a summarized classification of estimation formulas is given for hydraulic design
of pipelines.
In this section, the following should be considered:
1) Flow lines should be sized primarily on the basis of flow velocity which should be kept at
Feb. 2019
8
Effect of higher velocity ranges on impingement, cavitations and erosion on pipe wall, fittings
Cleaning requirements for water and other corrosive substances which may depo
For liquid lines the normal average flow velocities should be selected between 1 to 2 m/s.
Operations above 4 m/s should be avoided and lines containing a separate water phase (even in
small quantity such as 1% water cut) should not operate at velocities below 1 m/s (to prevent
water dropout which may create corrosive situations).
For gas lines the normal average flow velocities should be selected between 5 to 10 m/s and in
special cases, continuous operations up to 20 m/s. Velocities lower than 5 m/s may have to be
selected for fluids containing solid particles where maximum velocity will be dictated by the
The maximum velocity that can be obtained by a compressible fluid is the critical or
velocity (appendix A). In no case should the operating velocity exceed one half of the critical
Where a mixture of gas and liquid is being transported, the erosional velocity may be
ned according to appendix B.
ve solids are expected to be present, the fluid velocity should be reduced
and/or special materials selected to avoid or reduce erosion.
phase lines (especially for long lines with elevation changes) the velocity shall
suitable flow regime with minimum pressure drop across the line.
Generally, the design pressure of pipeline should be at least equal to the maximum operating
pressure plus 10 percent or plus 350 kPa, whichever is greater; unless the company agree other
Pressure drop calculations
In hydraulic calculations of the pressure drop for liquid or gas flows (single phase fluids) under
different conditions must be determined the influence of the physical properties of the fluid to be
used in the relationship (for example, the viscosity and fluid density as measured by the
temperature change along the transmission rout). In the case of single-phase liquid or gas lines,
there are valid softwares that does not only use appropriate relatio
calculations but also consider changes in the physical properties of the fluid in hydraulic
phase fluid lines, the use of methods based on the hydraulic models of
numerical calculation are recommended.
Therefore, using empirical equations and approximations for two-phase flows calculations
should be avoided and utilize valid softwares is recommended.
In Appendix C, a summarized classification of estimation formulas is given for hydraulic design
In this section, the following should be considered:
Flow lines should be sized primarily on the basis of flow velocity which should be kept at
IPS-E-PI-140(2)
Effect of higher velocity ranges on impingement, cavitations and erosion on pipe wall, fittings
Cleaning requirements for water and other corrosive substances which may deposit in the line.
For liquid lines the normal average flow velocities should be selected between 1 to 2 m/s.
Operations above 4 m/s should be avoided and lines containing a separate water phase (even in
ut) should not operate at velocities below 1 m/s (to prevent
For gas lines the normal average flow velocities should be selected between 5 to 10 m/s and in
m/s. Velocities lower than 5 m/s may have to be
selected for fluids containing solid particles where maximum velocity will be dictated by the
The maximum velocity that can be obtained by a compressible fluid is the critical or sonic
velocity (appendix A). In no case should the operating velocity exceed one half of the critical
Where a mixture of gas and liquid is being transported, the erosional velocity may be
ve solids are expected to be present, the fluid velocity should be reduced
phase lines (especially for long lines with elevation changes) the velocity shall
suitable flow regime with minimum pressure drop across the line.
Generally, the design pressure of pipeline should be at least equal to the maximum operating
pressure plus 10 percent or plus 350 kPa, whichever is greater; unless the company agree other
In hydraulic calculations of the pressure drop for liquid or gas flows (single phase fluids) under
different conditions must be determined the influence of the physical properties of the fluid to be
ensity as measured by the
phase liquid or gas lines,
use appropriate relationships for hydraulic
calculations but also consider changes in the physical properties of the fluid in hydraulic
phase fluid lines, the use of methods based on the hydraulic models of
phase flows calculations
In Appendix C, a summarized classification of estimation formulas is given for hydraulic design
Flow lines should be sized primarily on the basis of flow velocity which should be kept at
least below fluid erosional velocity (see Note in 7.4.2).
the number of booster stations to determine the optimal fluid
considered in design.
2) The pressure drop in the flow line as well as other design parameters shall be such that gas
separation from the oil can not occur in the pipeline.
In natural gas liquid pipelines, thermal expansion and contraction of the liquid due to
temperature variations should be considered.
Also, the pressure at all points of the route shall be determined in such a way
evaporation of the fluid and the formation of a two
3) In natural gas liquid pipelines, thermal expansion and contraction of the liquid due to
temperature variations should be considered.
Also, the pressure at all points of the route shall be determined in such a way as to prevent the
evaporation of the fluid and the formation of a two
4) Gas gathering lines between wellhead separators and production units or NGL plants may
contain liquids and the effect of two
calculations. Also the effect of liquid accumulation at low sections of the pipelines with
provision of liquid knock-out traps, if necessary and where permitted, should be
the design.
5) If periodical cleaning of the pipeline from liquids and other deposits is considered necessary
by running pigs during operation, due regard should be given to the additional pressure
requirements for pigging.
6) It is recommended that, in order to increase the pipeline system's tolerance, the effects of
increasing pressure on gas condensation in the pipeline, regardless of the sections that reduce the
design pressure, are to be considered.
7) In ethylene and ethane transmission lines, it
below critical temperature. Therefore, operating conditions must be determined in the design of
the pipeline so that at a temperature below critical temperature, the two
pipeline is not formed.
7-5 Mechanical design
7-5-1 General considerations
7-5-1-1 Application of codes (category B fluids)
Pipelines carrying Category B fluids should be designed and constructed in accordance with
ASME B 31.4 and the additional requirements of this Standard.
7-5-1-2 Application of codes (category C and D fluids)
Pipelines carrying category C or D fluids should be designed and constructed in accordance with
ASME B 31.8 and the additional requirements of this Standard.
Notes:
1) Although LPG and anhydrous ammonia are covered by ASME B
Standard they fall under category D and therefore pipelines carrying these products should be
designed to ASME B 31.8.
2) Mechanical design for flow lines at the inhabited areas should be considered 50% of SMYS
Feb. 2019
9
least below fluid erosional velocity (see Note in 7.4.2). Also, the economic considerations and
the number of booster stations to determine the optimal fluid velocity along the route should be
The pressure drop in the flow line as well as other design parameters shall be such that gas
rom the oil can not occur in the pipeline.
In natural gas liquid pipelines, thermal expansion and contraction of the liquid due to
temperature variations should be considered.
Also, the pressure at all points of the route shall be determined in such a way
evaporation of the fluid and the formation of a two-phase flow in the pipeline.
In natural gas liquid pipelines, thermal expansion and contraction of the liquid due to
temperature variations should be considered.
all points of the route shall be determined in such a way as to prevent the
evaporation of the fluid and the formation of a two-phase flow in the pipeline.
Gas gathering lines between wellhead separators and production units or NGL plants may
ds and the effect of two-phase flow should be taken into account in pressure drop
calculations. Also the effect of liquid accumulation at low sections of the pipelines with
out traps, if necessary and where permitted, should be
If periodical cleaning of the pipeline from liquids and other deposits is considered necessary
by running pigs during operation, due regard should be given to the additional pressure
t, in order to increase the pipeline system's tolerance, the effects of
increasing pressure on gas condensation in the pipeline, regardless of the sections that reduce the
design pressure, are to be considered.
In ethylene and ethane transmission lines, it is possible to reduce the fluid temperature to
below critical temperature. Therefore, operating conditions must be determined in the design of
the pipeline so that at a temperature below critical temperature, the two
General considerations
Application of codes (category B fluids)
Pipelines carrying Category B fluids should be designed and constructed in accordance with
ASME B 31.4 and the additional requirements of this Standard.
codes (category C and D fluids)
Pipelines carrying category C or D fluids should be designed and constructed in accordance with
ASME B 31.8 and the additional requirements of this Standard.
Although LPG and anhydrous ammonia are covered by ASME B 31.4 but according to this
Standard they fall under category D and therefore pipelines carrying these products should be
Mechanical design for flow lines at the inhabited areas should be considered 50% of SMYS
IPS-E-PI-140(2)
the economic considerations and
along the route should be
The pressure drop in the flow line as well as other design parameters shall be such that gas
In natural gas liquid pipelines, thermal expansion and contraction of the liquid due to
Also, the pressure at all points of the route shall be determined in such a way as to prevent the
phase flow in the pipeline.
In natural gas liquid pipelines, thermal expansion and contraction of the liquid due to
all points of the route shall be determined in such a way as to prevent the
phase flow in the pipeline.
Gas gathering lines between wellhead separators and production units or NGL plants may
phase flow should be taken into account in pressure drop
calculations. Also the effect of liquid accumulation at low sections of the pipelines with
out traps, if necessary and where permitted, should be considered in
If periodical cleaning of the pipeline from liquids and other deposits is considered necessary
by running pigs during operation, due regard should be given to the additional pressure
t, in order to increase the pipeline system's tolerance, the effects of
increasing pressure on gas condensation in the pipeline, regardless of the sections that reduce the
is possible to reduce the fluid temperature to
below critical temperature. Therefore, operating conditions must be determined in the design of
the pipeline so that at a temperature below critical temperature, the two-phase flow in the
Pipelines carrying Category B fluids should be designed and constructed in accordance with
Pipelines carrying category C or D fluids should be designed and constructed in accordance with
31.4 but according to this
Standard they fall under category D and therefore pipelines carrying these products should be
Mechanical design for flow lines at the inhabited areas should be considered 50% of SMYS.
7-5-1-3 Welding
Welding of carbon steel pipeline shall comply with
7-5-1-4 Pigging requirements
All pipelines shall be designed to have the capability of passing suitable types of pigs through
them as and when required.
Permanent pigging facilities should be considered for those pipelines which require frequent
pigging and/or have operational constraints. The distance between pigging stations should be
determined on the basis of anticipated pig wear and amount of collecte
pushed through as well as time required for traveling of pig between launcher and receiver.
Bends should have a sufficient radius to allow passage of those types of pigs which are
anticipated to pass through them
Permanent pig signalers should only be considered when frequent pigging operations are
anticipated. Flush mounted ancillary equipment, barred tees and sphere tees with suitable
drainage facilities should be considered where appropr
Pig launcher and receiver systems for pipelines shall be designed in accordance with
IPS-M-PI-130.
Valves to be used in the pipeline which will be pigged shall be full bore through
valve or full bore ball valves.
Reduced bore wedge gate or ball valves may be used in piping which is not to be pigged. Check
valves should not normally be installed in pipelines which will be pigged unless they have
special design to make them capable of passin
7-5-1-5 Hydrostatic testing
The pipeline and associated piping system to be hydrostatically tested in accordance with
IPS-C-PI-370.
7-5-1-6 Block valves
Block valves should be provided at each end of all pipelines,
the pipeline and where necessary for safety and maintenance reasons to isolate long pipelines
into sections as to limit the release of line content in case of leaks or line raptures.
The appropriate method of operating bl
determined from the likely effects of a leak or line rupture and its acceptable released volume
based on the total time in which a leak can be detected, located and isolated.
Automatic valves can be activated by detection of low pressure, increased flow, rate of loss of
pressure or a combination of these, or a signal from a leak detection system. Automatic valves
shall be fail-safe. The closure time of the valves shall not cause unacceptably high surge
pressures. The emergency shutdown valves shall be automatically actuated when an emergency
shutdown condition occurs at the plant or facility.
The requirements for determining the number and spacing of blocking valves are given in
ASME B31.4 and ASME B31.8 standards. In addition to that requirements, generally in order to
Feb. 2019
10
of carbon steel pipeline shall comply with IPS-C-PI-270.
All pipelines shall be designed to have the capability of passing suitable types of pigs through
Permanent pigging facilities should be considered for those pipelines which require frequent
pigging and/or have operational constraints. The distance between pigging stations should be
determined on the basis of anticipated pig wear and amount of collected solids which can be
pushed through as well as time required for traveling of pig between launcher and receiver.
Bends should have a sufficient radius to allow passage of those types of pigs which are
anticipated to pass through them. The minimum radius of hot bend should be 7D.
Permanent pig signalers should only be considered when frequent pigging operations are
anticipated. Flush mounted ancillary equipment, barred tees and sphere tees with suitable
drainage facilities should be considered where appropriate.
Pig launcher and receiver systems for pipelines shall be designed in accordance with
Valves to be used in the pipeline which will be pigged shall be full bore through
Reduced bore wedge gate or ball valves may be used in piping which is not to be pigged. Check
valves should not normally be installed in pipelines which will be pigged unless they have
special design to make them capable of passing pigs.
The pipeline and associated piping system to be hydrostatically tested in accordance with
Block valves should be provided at each end of all pipelines, at all connections and branches of
the pipeline and where necessary for safety and maintenance reasons to isolate long pipelines
into sections as to limit the release of line content in case of leaks or line raptures.
The appropriate method of operating block valves (i.e. locally, or automatically) shall be
determined from the likely effects of a leak or line rupture and its acceptable released volume
based on the total time in which a leak can be detected, located and isolated.
vated by detection of low pressure, increased flow, rate of loss of
pressure or a combination of these, or a signal from a leak detection system. Automatic valves
safe. The closure time of the valves shall not cause unacceptably high surge
essures. The emergency shutdown valves shall be automatically actuated when an emergency
shutdown condition occurs at the plant or facility.
The requirements for determining the number and spacing of blocking valves are given in
ASME B31.4 and ASME B31.8 standards. In addition to that requirements, generally in order to
IPS-E-PI-140(2)
All pipelines shall be designed to have the capability of passing suitable types of pigs through
Permanent pigging facilities should be considered for those pipelines which require frequent
pigging and/or have operational constraints. The distance between pigging stations should be
d solids which can be
pushed through as well as time required for traveling of pig between launcher and receiver.
Bends should have a sufficient radius to allow passage of those types of pigs which are
f hot bend should be 7D.
Permanent pig signalers should only be considered when frequent pigging operations are
anticipated. Flush mounted ancillary equipment, barred tees and sphere tees with suitable
Pig launcher and receiver systems for pipelines shall be designed in accordance with
Valves to be used in the pipeline which will be pigged shall be full bore through-conduit gate
Reduced bore wedge gate or ball valves may be used in piping which is not to be pigged. Check
valves should not normally be installed in pipelines which will be pigged unless they have
The pipeline and associated piping system to be hydrostatically tested in accordance with
at all connections and branches of
the pipeline and where necessary for safety and maintenance reasons to isolate long pipelines
into sections as to limit the release of line content in case of leaks or line raptures.
ock valves (i.e. locally, or automatically) shall be
determined from the likely effects of a leak or line rupture and its acceptable released volume
based on the total time in which a leak can be detected, located and isolated.
vated by detection of low pressure, increased flow, rate of loss of
pressure or a combination of these, or a signal from a leak detection system. Automatic valves
safe. The closure time of the valves shall not cause unacceptably high surge
essures. The emergency shutdown valves shall be automatically actuated when an emergency
The requirements for determining the number and spacing of blocking valves are given in
ASME B31.4 and ASME B31.8 standards. In addition to that requirements, generally in order to
determine the number and spacing of blocking valves, engineering
taking into account the following conditions:
1) The effects of the nature and amount of pipeline fluid that can be released to the environment
through repair, leakage or line rupture on the inhabitants and the environment (especially so
gas pipelines).
2) Duration of discharge of the fluid from the isolated section of the pipeline.
3) Importance of pipeline service continuity.
4) Flexibility of service, maintenance and repair scheduling for pipeline.
5) Future development plans around the pipeline at intervals between blocking valves.
6) Conditions that can have a significant impact on pipeline operation and security.
7-5-1-7 Thermal relief valves (TRV)
Thermal relief valves should be considered for each section of
pig traps) that could be isolated by or between valves.
7-5-1-8 Pressure safety valves (PSV)
It should be used pressure safety valves for gas pipelines.
7-5-1-9 Vents and drains
Vent and drain connections shall be provided for
operation.
It is recommended that the necessary drain requirements be taken in such a way that the required
drainage time is less than 8 hours or one shift (whichever is less).
7-5-1-10 Valves and flanges
The rating of valves should be adequate for MAIP and test pressures of the pipeline subject to
ASME B 31.4 and ASME B 31.8 pressure and temperature limitations.
The number of flanges in the pipeline and piping systems should be kept to a minimum and
should be installed only to facilitate maintenance and inspection and where construction
conditions or process requirements dictate. Tie
7-5-1-11 Double block and bleed system
Double block and bleed system should be used in the situations where isolation of the
stream from the ancillary equipment is needed for safe operation and maintenance without
depressurizing the pipeline.
7-5-1-12 Emergency depressurization facilities
Emergency depressurization facilities (permanent or temporary for example Flare) shall be
considered at one end of all pipelines and for category C and D fluids, at each sectionalizing
valve location. The material specified for the blowdown system should be suitable for low
temperatures encountered during blowdown of category C and D fluids. The ca
Feb. 2019
11
determine the number and spacing of blocking valves, engineering assessment
taking into account the following conditions:
The effects of the nature and amount of pipeline fluid that can be released to the environment
through repair, leakage or line rupture on the inhabitants and the environment (especially so
Duration of discharge of the fluid from the isolated section of the pipeline.
Importance of pipeline service continuity.
Flexibility of service, maintenance and repair scheduling for pipeline.
Future development plans around the pipeline at intervals between blocking valves.
Conditions that can have a significant impact on pipeline operation and security.
Thermal relief valves (TRV)
Thermal relief valves should be considered for each section of liquid filled pipeline (including
pig traps) that could be isolated by or between valves.
Pressure safety valves (PSV)
It should be used pressure safety valves for gas pipelines.
Vent and drain connections shall be provided for satisfactory testing, commissioning and
It is recommended that the necessary drain requirements be taken in such a way that the required
drainage time is less than 8 hours or one shift (whichever is less).
should be adequate for MAIP and test pressures of the pipeline subject to
ASME B 31.4 and ASME B 31.8 pressure and temperature limitations.
The number of flanges in the pipeline and piping systems should be kept to a minimum and
o facilitate maintenance and inspection and where construction
conditions or process requirements dictate. Tie-in welds should be preferred.
Double block and bleed system
Double block and bleed system should be used in the situations where isolation of the
stream from the ancillary equipment is needed for safe operation and maintenance without
Emergency depressurization facilities
Emergency depressurization facilities (permanent or temporary for example Flare) shall be
idered at one end of all pipelines and for category C and D fluids, at each sectionalizing
valve location. The material specified for the blowdown system should be suitable for low
temperatures encountered during blowdown of category C and D fluids. The ca
IPS-E-PI-140(2)
essment shall be done
The effects of the nature and amount of pipeline fluid that can be released to the environment
through repair, leakage or line rupture on the inhabitants and the environment (especially sour
Duration of discharge of the fluid from the isolated section of the pipeline.
Future development plans around the pipeline at intervals between blocking valves.
Conditions that can have a significant impact on pipeline operation and security.
liquid filled pipeline (including
satisfactory testing, commissioning and
It is recommended that the necessary drain requirements be taken in such a way that the required
should be adequate for MAIP and test pressures of the pipeline subject to
The number of flanges in the pipeline and piping systems should be kept to a minimum and
o facilitate maintenance and inspection and where construction
in welds should be preferred.
Double block and bleed system should be used in the situations where isolation of the main
stream from the ancillary equipment is needed for safe operation and maintenance without
Emergency depressurization facilities (permanent or temporary for example Flare) shall be
idered at one end of all pipelines and for category C and D fluids, at each sectionalizing
valve location. The material specified for the blowdown system should be suitable for low
temperatures encountered during blowdown of category C and D fluids. The capacity of the
blowdown system should be such that the pipeline can be depressurized as rapidly as practicable.
Due regards should be given to the control of excessive movements and vibration of the system
due to forces created by sudden blowdown.
7-5-1-13 Overpressure protection system
Any type of pressure control system shall not be considered as an overpressure protection
system. An overpressure protection system (consisting of mechanical safety/relief valves) shall
be fitted between the pipeline and the upstream
of MAIP of the pipeline. MAOP shall not be exceeded at any point along the pipeline during
normal continuous operations and MAIP shall not be exceeded at any point along the pipeline
during upset conditions of limited frequency and duration.
The pipeline system shall be designed such that surge pressure cannot exceed MAIP at any point
along the pipeline and will not trigger the over
from upstream facilities.
The occurrence of pressure surges should be determined for fluids with high density and low
compressibility (such as liquid fluids) by transient pressure analysis, using a specialized
simulation computer program. The location of the highest pre
should be recognized specially in hilly terrain.
Unacceptably high surge pressures shall be prevented by one or a combination of the following
methods:
- Valve closure speed reduction.
- Special fast-response pressure relief
- Strict adherence to well formulated operating procedures (especially when other methods are
insufficient).
7-5-1-14 Pipeline stability
Sections of the pipelines in swamps, floodable areas, high water table areas, r
shall be stable under the combined action of hydrostatic and hydrodynamic forces. The negative
buoyancy should be sufficient to prevent unacceptable lateral and vertical movements and
displacement of the pipeline.
The weight coating should normally be designed
buoyancy) of 1.2. In any case, the nature of the river bed should be taken into account in
determination of required weight.
be considered specific gravity related to the conditions of that fluids (such as pure water, sea
water, mud or other environments).
One or a combination of the following methods can be employed to achieve on
- Increasing the pipe wall thickness.
- Applying concrete weight coating.
- Installing spaced anchor points set
- Burying the pipeline.
Feb. 2019
12
blowdown system should be such that the pipeline can be depressurized as rapidly as practicable.
Due regards should be given to the control of excessive movements and vibration of the system
due to forces created by sudden blowdown.
ure protection system
Any type of pressure control system shall not be considered as an overpressure protection
system. An overpressure protection system (consisting of mechanical safety/relief valves) shall
be fitted between the pipeline and the upstream facilities which can generate pressures in excess
of MAIP of the pipeline. MAOP shall not be exceeded at any point along the pipeline during
normal continuous operations and MAIP shall not be exceeded at any point along the pipeline
of limited frequency and duration.
The pipeline system shall be designed such that surge pressure cannot exceed MAIP at any point
along the pipeline and will not trigger the over-pressure protection system if fitted for protection
The occurrence of pressure surges should be determined for fluids with high density and low
compressibility (such as liquid fluids) by transient pressure analysis, using a specialized
simulation computer program. The location of the highest pressure points along the pipeline
should be recognized specially in hilly terrain.
Unacceptably high surge pressures shall be prevented by one or a combination of the following
Valve closure speed reduction.
response pressure relief systems close to the point of surge initiation.
Strict adherence to well formulated operating procedures (especially when other methods are
Sections of the pipelines in swamps, floodable areas, high water table areas, r
shall be stable under the combined action of hydrostatic and hydrodynamic forces. The negative
buoyancy should be sufficient to prevent unacceptable lateral and vertical movements and
hould normally be designed based on the safety coefficient (for negative
. In any case, the nature of the river bed should be taken into account in
determination of required weight. Also for buoyancy force calculations of different fluids,
be considered specific gravity related to the conditions of that fluids (such as pure water, sea
water, mud or other environments).
One or a combination of the following methods can be employed to achieve on
wall thickness.
Applying concrete weight coating.
Installing spaced anchor points set-on weights or bolt-on weights.
IPS-E-PI-140(2)
blowdown system should be such that the pipeline can be depressurized as rapidly as practicable.
Due regards should be given to the control of excessive movements and vibration of the system
Any type of pressure control system shall not be considered as an overpressure protection
system. An overpressure protection system (consisting of mechanical safety/relief valves) shall
facilities which can generate pressures in excess
of MAIP of the pipeline. MAOP shall not be exceeded at any point along the pipeline during
normal continuous operations and MAIP shall not be exceeded at any point along the pipeline
The pipeline system shall be designed such that surge pressure cannot exceed MAIP at any point
pressure protection system if fitted for protection
The occurrence of pressure surges should be determined for fluids with high density and low
compressibility (such as liquid fluids) by transient pressure analysis, using a specialized
ssure points along the pipeline
Unacceptably high surge pressures shall be prevented by one or a combination of the following
systems close to the point of surge initiation.
Strict adherence to well formulated operating procedures (especially when other methods are
Sections of the pipelines in swamps, floodable areas, high water table areas, river crossings, etc.
shall be stable under the combined action of hydrostatic and hydrodynamic forces. The negative
buoyancy should be sufficient to prevent unacceptable lateral and vertical movements and
based on the safety coefficient (for negative
. In any case, the nature of the river bed should be taken into account in
force calculations of different fluids, it shall
be considered specific gravity related to the conditions of that fluids (such as pure water, sea
One or a combination of the following methods can be employed to achieve on-bottom stability:
- Using Geotextile.
The pipeline shall be stable while empty or filled with water (for test) or with fluid for
designed. When calculating the negative buoyancy the density of water
shall be taken into account.
Special consideration shall be given to possible differential settlements in weak soils which may
cause damage to the pipeline.
7-5-2 Pipeline wall thickness calculating basis
7-5-2-1 Minimum wall thickness
The nominal pipe wall thickness shall not be less than 4.8 mm and shall be calculated according
to ASME B 31.4 for category B service and ASME B 31.8 for categories C and D services.
Special attention shall be paid to the requirements given in the above mentioned standards for the
least wall thickness of the pipe when the ratio of pipe nominal diameter to wall thickness exceeds
96.
7-5-2-2 Design factors (for hoop stress limitation)
The recommended design factors for the calculation of the nominal wall thickness (excluding
any corrosion allowance) are given in the table 2.
Feb. 2019
13
The pipeline shall be stable while empty or filled with water (for test) or with fluid for
designed. When calculating the negative buoyancy the density of water
Special consideration shall be given to possible differential settlements in weak soils which may
Pipeline wall thickness calculating basis
Minimum wall thickness
The nominal pipe wall thickness shall not be less than 4.8 mm and shall be calculated according
to ASME B 31.4 for category B service and ASME B 31.8 for categories C and D services.
Special attention shall be paid to the requirements given in the above mentioned standards for the
least wall thickness of the pipe when the ratio of pipe nominal diameter to wall thickness exceeds
Design factors (for hoop stress limitation)
ended design factors for the calculation of the nominal wall thickness (excluding
any corrosion allowance) are given in the table 2.
IPS-E-PI-140(2)
The pipeline shall be stable while empty or filled with water (for test) or with fluid for which it is
designed. When calculating the negative buoyancy the density of water-logged backfill mud
Special consideration shall be given to possible differential settlements in weak soils which may
The nominal pipe wall thickness shall not be less than 4.8 mm and shall be calculated according
to ASME B 31.4 for category B service and ASME B 31.8 for categories C and D services.
Special attention shall be paid to the requirements given in the above mentioned standards for the
least wall thickness of the pipe when the ratio of pipe nominal diameter to wall thickness exceeds
ended design factors for the calculation of the nominal wall thickness (excluding
Table 2
Fluid category
Applicable ASME code
Location classes
Pipelines
Crossings (Note 2) Private roads Unimproved public roads Roads, highways, streets and railways
Rivers, dunes and beaches
Parallel encroachments (Note 3) Private roads Unimproved public roads Roads, highways, streets and railways
Fabricated assemblies (Note 4)
Pipelines on bridges
Near concentration of people
Pipelines, block valve stations and pig
trap stations (Note 6)
Compressor/Pump station piping Notes:
1) ASME B 31.4 does not use design factors other than 0.72, which is considered inappropriate at critical locations (e.g.
crossings, within plant fences), and for fabricated assemblies. In these situations, design factors in line with ASME B
31.8 location Class 1 are recommended.
2) ASME B 31.8 differentiates crossings with casings and without casings. Because of the poor experience of cased
crossings (i.e. annular corrosion), the same design factor is recommended, whether a casing is used or not. Design
factors for crossings of rivers, dunes and beaches, not included in ASME B 31.8, are provided.
3) Parallel encroachments are defined as those
distance less than 50 meters. (The distance to the highway should be at least 76 meters).
4) Fabricated assemblies include pig traps, valve stations, headers, finger type slug catc
5) Concentrations of people are defined in ASME B 31.8 Article 840.3.
6) This category, not specifically covered in ASME B 31.8, is added for increased safety.
7-5-2-3 Strain based design for hot products pipelines
For hot products pipelines (above
maximum permanent deformation strain of 2% is acceptable.
7-5-2-4 Temperature derating factors
Derating factors for carbon steel materials operating at above 120°C should be used in
accordance with Table 841.1.8
required at lower temperatures (above 50°C).
Feb. 2019
14
Table 2 - Design factors for onshore steel pipelines
B C and
B 31.4
(Note 1) B 31.8
- 1 2
0.72 0.72 0.60
Roads, highways, streets and railways
0.72
0.60
0.60
0.60
0.60
0.72
0.60
0.60 0.60
0.60
0.60
0.60
0.60
0.60
0.60
Roads, highways, streets and railways
0.72 0.72
0.72
0.72
0.72 0.72 0.60
0.60
0.60 0.60 0.60
0.60
0.60 0.60 0.60
0.60 0.60 0.60
0.72
0.50
(Note 5)
0.50
(Note 5)
Pipelines, block valve stations and pig
0.60
0.60
0.60
0.60 0.50 0.50
ASME B 31.4 does not use design factors other than 0.72, which is considered inappropriate at critical locations (e.g.
plant fences), and for fabricated assemblies. In these situations, design factors in line with ASME B
31.8 location Class 1 are recommended.
ASME B 31.8 differentiates crossings with casings and without casings. Because of the poor experience of cased
rossings (i.e. annular corrosion), the same design factor is recommended, whether a casing is used or not. Design
factors for crossings of rivers, dunes and beaches, not included in ASME B 31.8, are provided.
Parallel encroachments are defined as those sections of a pipeline running parallel to existing roads or railways, at a
distance less than 50 meters. (The distance to the highway should be at least 76 meters).
Fabricated assemblies include pig traps, valve stations, headers, finger type slug catchers, etc.
Concentrations of people are defined in ASME B 31.8 Article 840.3.
This category, not specifically covered in ASME B 31.8, is added for increased safety.
Strain based design for hot products pipelines
For hot products pipelines (above 80°C) strain based approach may be used. In this case a
maximum permanent deformation strain of 2% is acceptable.
Temperature derating factors
factors for carbon steel materials operating at above 120°C should be used in
1.8-1 of ASME B 31.8. For duplex stainless steel, derating is
required at lower temperatures (above 50°C).
IPS-E-PI-140(2)
and D
B 31.8
3 4
0.50 0.40
0.50 0.50
0.50 0.50
0.50
0.40 0.40
0.40 0.40
0.40
0.50 0.50 0.50
0.50
0.40 0.40
0.40
0.40
0.50 0.40
0.50 0.40
0.50 0.40
0.50
0.40
0.50 0.40
ASME B 31.4 does not use design factors other than 0.72, which is considered inappropriate at critical locations (e.g.
plant fences), and for fabricated assemblies. In these situations, design factors in line with ASME B
ASME B 31.8 differentiates crossings with casings and without casings. Because of the poor experience of cased
rossings (i.e. annular corrosion), the same design factor is recommended, whether a casing is used or not. Design
factors for crossings of rivers, dunes and beaches, not included in ASME B 31.8, are provided.
sections of a pipeline running parallel to existing roads or railways, at a
hers, etc.
80°C) strain based approach may be used. In this case a
factors for carbon steel materials operating at above 120°C should be used in
of ASME B 31.8. For duplex stainless steel, derating is
7-6 Pipeline Risks
7-6-1 General
The risk associated with the pipeline, in terms of the safety of people, damage to the environment
and loss of income depends on the expected failure frequency and the associated consequence,
which is directly related to the type of fluids transported and the sensitivity of locations of the
pipeline. In this context, pipeline failures are defined as loss of containment.
The potential pipeline failures, causes and their consequences should be inventories and taken
into account in the design and the operating philosophy. The most common pipeline threats
which may lead to the loss of technical integrity are given below.
- Internal corrosion and hydrogen induced cracking (HIC).
- Internal erosion.
- External corrosion and bi-carbonate stress corrosion cracking.
- Mechanical impact, external interference.
- Fatigue.
- Hydrodynamic forces.
- Geo-technical forces.
- Growth of material defects.
- Over pressurization.
- Thermal expansion forces.
Notwithstanding the requirements of the ASME B31.4/8 and this standard, the factors which are
critical to public safety and the protection of the environment should be analyzed over the enti
life of the pipeline, including abandonment. The risk should be reduced to as low as reasonably
practicable, with the definite objective of preventing leaks. The level of risk may change with
time, and it is likely to increase to some extent as the pipe
7-6-2 Safety risk assessments
A quantitative risk assessment (QRA) should be carried out in the following situations with
specified location classes.
- Fluid category B and C in location classes 3
- Fluid category D in all location classes.
The assessment should confirm that the selected
distances (9.3) are adequate.
The risk depends firstly on the expected frequency of failure, due to internal and external
corrosion, external loading (e.g. impact
construction defects, and operational mishaps. Secondly, it depends on the consequences of the
failure, based on the nature of the fluid in terms of flammability, stability, toxicity and polluting
effect, the location of the pipeline in terms of ignition sources, population densities and
proximity to occupied buildings, and the prevailing climatic conditions. The expected frequency
Feb. 2019
15
The risk associated with the pipeline, in terms of the safety of people, damage to the environment
depends on the expected failure frequency and the associated consequence,
which is directly related to the type of fluids transported and the sensitivity of locations of the
pipeline. In this context, pipeline failures are defined as loss of containment.
The potential pipeline failures, causes and their consequences should be inventories and taken
into account in the design and the operating philosophy. The most common pipeline threats
which may lead to the loss of technical integrity are given below.
ternal corrosion and hydrogen induced cracking (HIC).
carbonate stress corrosion cracking.
Mechanical impact, external interference.
Notwithstanding the requirements of the ASME B31.4/8 and this standard, the factors which are
critical to public safety and the protection of the environment should be analyzed over the enti
life of the pipeline, including abandonment. The risk should be reduced to as low as reasonably
practicable, with the definite objective of preventing leaks. The level of risk may change with
time, and it is likely to increase to some extent as the pipeline ages.
Safety risk assessments
A quantitative risk assessment (QRA) should be carried out in the following situations with
Fluid category B and C in location classes 3 and 4.
Fluid category D in all location classes.
The assessment should confirm that the selected design factors clause (7.5.2.2) and proximity
The risk depends firstly on the expected frequency of failure, due to internal and external
corrosion, external loading (e.g. impacts, settlement differences, and free spans), material or
construction defects, and operational mishaps. Secondly, it depends on the consequences of the
failure, based on the nature of the fluid in terms of flammability, stability, toxicity and polluting
ect, the location of the pipeline in terms of ignition sources, population densities and
proximity to occupied buildings, and the prevailing climatic conditions. The expected frequency
IPS-E-PI-140(2)
The risk associated with the pipeline, in terms of the safety of people, damage to the environment
depends on the expected failure frequency and the associated consequence,
which is directly related to the type of fluids transported and the sensitivity of locations of the
pipeline. In this context, pipeline failures are defined as loss of containment.
The potential pipeline failures, causes and their consequences should be inventories and taken
into account in the design and the operating philosophy. The most common pipeline threats
Notwithstanding the requirements of the ASME B31.4/8 and this standard, the factors which are
critical to public safety and the protection of the environment should be analyzed over the entire
life of the pipeline, including abandonment. The risk should be reduced to as low as reasonably
practicable, with the definite objective of preventing leaks. The level of risk may change with
A quantitative risk assessment (QRA) should be carried out in the following situations with
design factors clause (7.5.2.2) and proximity
The risk depends firstly on the expected frequency of failure, due to internal and external
s, settlement differences, and free spans), material or
construction defects, and operational mishaps. Secondly, it depends on the consequences of the
failure, based on the nature of the fluid in terms of flammability, stability, toxicity and polluting
ect, the location of the pipeline in terms of ignition sources, population densities and
proximity to occupied buildings, and the prevailing climatic conditions. The expected frequency
of failure and the possible consequences may be time
entire life of the pipeline.
Risks levels can be reduced by using lower design factors (e.g. higher wall thickness or stronger
steel), rerouting, providing additional protection to the pipeline, application of facilities to
minimize any released fluid volumes, and controlled methods of operation, maintenance and
inspection.
Note:
Pipelines with a wall thickness lower than 10 mm are susceptible to penetration, even by small
mechanical excavators. External interference by third parties
failures.
Specific precautions against this type of hazard should be addressed; this is particularly relevant
to pipelines transporting category C and D fluids.
7-6-3 Environmental impact assessments
An environmental impact assessme
pipelines.
EIA is a process for identifying the possible impact of a project on the environment, for
determining the significance of those impacts, and for designing strategies and means to
eliminate or minimize adverse impacts.
An EIA should consider the interaction between the pipeline and the environment during each
stage of the pipeline life cycle. The characteristics of the environment may affect pipeline design,
construction method, reinstatement techniques, and operations philosophy.
8 Materials
8-1 General
Depending mainly on the type of the fluid to be transported, specially its corrosivity
regime, temperature and pressure, the selection of pipeline material type can become a
fundamental issue which should be decided at the conceptual design stage of a pipeline project.
The most frequently used pipeline materials are metallic, especial
protection of internal corrosion and erosion of the pipe wall, which are governed by a variety of
process conditions such as corrosivity of the fluid (particularly due to presence of water
combined with hydrogen sulphide, carbon
of the fluid as well as deposition of solids, etc., can not be easily achieved in the same manner as
for the protection of external corrosion, the selection of pipeline material should be made after
careful consideration of all conditions to ensure that pipeline can remain fit
throughout its life time.
When sour service conditions are foreseen (as specified in NACE MR 0175/ISO 15156) the line
pipe material and other materials shall be specif
or not the fluid is to be dehydrated and inhibitors are to be used.
Carbon steel line pipe material may be used in "light" corrosive conditions but with sufficient
corrosion allowance, inhibitor injection,
Feb. 2019
16
of failure and the possible consequences may be time-dependent and should be analyzed over the
Risks levels can be reduced by using lower design factors (e.g. higher wall thickness or stronger
steel), rerouting, providing additional protection to the pipeline, application of facilities to
any released fluid volumes, and controlled methods of operation, maintenance and
Pipelines with a wall thickness lower than 10 mm are susceptible to penetration, even by small
mechanical excavators. External interference by third parties is a major cause of pipeline
Specific precautions against this type of hazard should be addressed; this is particularly relevant
to pipelines transporting category C and D fluids.
Environmental impact assessments
An environmental impact assessment (EIA) shall be carried out for all pipelines or groups of
EIA is a process for identifying the possible impact of a project on the environment, for
determining the significance of those impacts, and for designing strategies and means to
inate or minimize adverse impacts.
An EIA should consider the interaction between the pipeline and the environment during each
stage of the pipeline life cycle. The characteristics of the environment may affect pipeline design,
tement techniques, and operations philosophy.
Depending mainly on the type of the fluid to be transported, specially its corrosivity
regime, temperature and pressure, the selection of pipeline material type can become a
fundamental issue which should be decided at the conceptual design stage of a pipeline project.
The most frequently used pipeline materials are metallic, especially carbon steel. Since the
protection of internal corrosion and erosion of the pipe wall, which are governed by a variety of
process conditions such as corrosivity of the fluid (particularly due to presence of water
combined with hydrogen sulphide, carbon dioxide or oxygen), temperature, pressure and velocity
of the fluid as well as deposition of solids, etc., can not be easily achieved in the same manner as
for the protection of external corrosion, the selection of pipeline material should be made after
reful consideration of all conditions to ensure that pipeline can remain fit
When sour service conditions are foreseen (as specified in NACE MR 0175/ISO 15156) the line
pipe material and other materials shall be specified to resist sour services, regardless of whether
or not the fluid is to be dehydrated and inhibitors are to be used.
Carbon steel line pipe material may be used in "light" corrosive conditions but with sufficient
corrosion allowance, inhibitor injection, appropriate inspection and controlled operation.
IPS-E-PI-140(2)
ld be analyzed over the
Risks levels can be reduced by using lower design factors (e.g. higher wall thickness or stronger
steel), rerouting, providing additional protection to the pipeline, application of facilities to
any released fluid volumes, and controlled methods of operation, maintenance and
Pipelines with a wall thickness lower than 10 mm are susceptible to penetration, even by small
is a major cause of pipeline
Specific precautions against this type of hazard should be addressed; this is particularly relevant
nt (EIA) shall be carried out for all pipelines or groups of
EIA is a process for identifying the possible impact of a project on the environment, for
determining the significance of those impacts, and for designing strategies and means to
An EIA should consider the interaction between the pipeline and the environment during each
stage of the pipeline life cycle. The characteristics of the environment may affect pipeline design,
Depending mainly on the type of the fluid to be transported, specially its corrosivity, flow
regime, temperature and pressure, the selection of pipeline material type can become a
fundamental issue which should be decided at the conceptual design stage of a pipeline project.
ly carbon steel. Since the
protection of internal corrosion and erosion of the pipe wall, which are governed by a variety of
process conditions such as corrosivity of the fluid (particularly due to presence of water
dioxide or oxygen), temperature, pressure and velocity
of the fluid as well as deposition of solids, etc., can not be easily achieved in the same manner as
for the protection of external corrosion, the selection of pipeline material should be made after
reful consideration of all conditions to ensure that pipeline can remain fit-for-purpose
When sour service conditions are foreseen (as specified in NACE MR 0175/ISO 15156) the line
ied to resist sour services, regardless of whether
Carbon steel line pipe material may be used in "light" corrosive conditions but with sufficient
appropriate inspection and controlled operation.
Corrosion allowances in excess of 3 mm shall not be considered without detailed analysis by
corrosion specialists.
If conditions which may cause erosion can not be avoided, special materials with improved
designs to reduce or eliminate erosion should be used.
When selecting higher grades of steel line pipe (X60 and higher), special attention shall be
given to weld ability and welding procedure (specially requirement for preheating to 300°C) ,the
unfinished welds before re-welding, and required yield to tensile ratio. Use of grades higher than
X70 is not recommended at present.
When low temperatures are expected (e.g. at downstream of gas pressure reducing stations),
attention shall be given to the fracture
long running fractures). See IPS
8-2 Material procurement
All materials should comply with relevant
requirements set and/or approved by the Company and should be procured from company
approved Vendors/ Manufacturers/ Suppliers.
Depending on criticality of pipeline, type of material, past performance and quality control
system of manufacturer, the Comp
Company intends to perform (if any).
For each pipe size, sufficient spare materials for possible route deviations, transportation and
construction damages, testing and set
with the actual quantities required for the project.
8-3 Line pipe materials
Carbon steel line pipe shall be in accordance with API Spec. 5L supplemented by
Line pipe materials other than carbon steel shall comply with ASME B 31.4 and B 31.8 and this
supplement as well as other specific relevant supplements and codes specified by the Company.
Note:
Using line pipe as per API 5L (PSL1) is not allowed.
8-4 Valves
Valves shall comply with IPS
to match the pipe internal diameter.
Check valves should preferably be swing type to API
to prior approval of the Company.
8-5 Branch connections, fittings
Flanges and fittings shall comply with
Threaded connections (pipe to pipe, fittings, etc.) and slip
part of the pipeline system.
Allowable length of pup piece for
Feb. 2019
17
Corrosion allowances in excess of 3 mm shall not be considered without detailed analysis by
If conditions which may cause erosion can not be avoided, special materials with improved
to reduce or eliminate erosion should be used.
When selecting higher grades of steel line pipe (X60 and higher), special attention shall be
given to weld ability and welding procedure (specially requirement for preheating to 300°C) ,the
welding, and required yield to tensile ratio. Use of grades higher than
X70 is not recommended at present.
When low temperatures are expected (e.g. at downstream of gas pressure reducing stations),
attention shall be given to the fracture toughness properties of pipe material (for possibility of
IPS-M-PI-190.
All materials should comply with relevant codes, standards, specifications and technic
requirements set and/or approved by the Company and should be procured from company
approved Vendors/ Manufacturers/ Suppliers.
Depending on criticality of pipeline, type of material, past performance and quality control
system of manufacturer, the Company shall specify the level and extent of inspection that the
Company intends to perform (if any).
For each pipe size, sufficient spare materials for possible route deviations, transportation and
construction damages, testing and set-up of contingency stock should be estimated and ordered
with the actual quantities required for the project.
Carbon steel line pipe shall be in accordance with API Spec. 5L supplemented by
pipe materials other than carbon steel shall comply with ASME B 31.4 and B 31.8 and this
supplement as well as other specific relevant supplements and codes specified by the Company.
Using line pipe as per API 5L (PSL1) is not allowed.
IPS-M-PI-110. The valve inlet and outlet passages should be specified
to match the pipe internal diameter.
Check valves should preferably be swing type to API-6D. Other types may be c
to prior approval of the Company.
fittings, etc.
Flanges and fittings shall comply with IPS-M-PI-150.
Threaded connections (pipe to pipe, fittings, etc.) and slip-on flanges shall not be used in any
Allowable length of pup piece for Tie-in:
IPS-E-PI-140(2)
Corrosion allowances in excess of 3 mm shall not be considered without detailed analysis by
If conditions which may cause erosion can not be avoided, special materials with improved
When selecting higher grades of steel line pipe (X60 and higher), special attention shall be
given to weld ability and welding procedure (specially requirement for preheating to 300°C) ,the
welding, and required yield to tensile ratio. Use of grades higher than
When low temperatures are expected (e.g. at downstream of gas pressure reducing stations),
toughness properties of pipe material (for possibility of
codes, standards, specifications and technical
requirements set and/or approved by the Company and should be procured from company
Depending on criticality of pipeline, type of material, past performance and quality control
any shall specify the level and extent of inspection that the
For each pipe size, sufficient spare materials for possible route deviations, transportation and
k should be estimated and ordered
Carbon steel line pipe shall be in accordance with API Spec. 5L supplemented by IPS-M-PI-190.
pipe materials other than carbon steel shall comply with ASME B 31.4 and B 31.8 and this
supplement as well as other specific relevant supplements and codes specified by the Company.
. The valve inlet and outlet passages should be specified
6D. Other types may be considered subject
flanges shall not be used in any
- For pipes smaller than 6 inches: 2.5D or 150 mm, whichever is greater.
- For pipe sizes 6 to 24 inches: 2D
- For pipes larger than 24 inches: 1D or 1220 mm,
Allowable length of pup piece in Branches, fittings and attachments
A diameter of branch or fittings, or six times wall thickness of thickest piece, or 150 mm,
whichever is the greater.
Allowable length of pup piece between girth
An outside diameter of pipe or 500 mm, whichever is the greater.
Flanges should preferably be of welding neck type and the neck should match the internal
diameter of the line pipe for welding. Flanged connections shall conform to the followings
- Raised face flanges for classes 600 and below.
- Ring type joint flanges for classes above 600 and flow lines.
Note:
Gaskets should be raised face spiral wound for raised face flanges. Branch or instrument
connections smaller than DN 50 (NPS 2) should not b
reasons. For pipelines smaller than DN 50 (NPS 2), the branch connections shall be of the same
diameter as the pipeline. Weldolets larger than DN 75 (NPS 3) should not be used.
9 Pipeline route selection
9-1 General
In selecting the route, full account shall be taken of the associated risks (particularly safety and
environmental risks based on location classes, fluid categories, expected frequency of failure,
etc.), the accessibility for maintenance and inspection, as we
line, difficult terrains and crossings, etc.).
Site checks of alternative routes should be made and available maps and geotechnical/geological
information should be studied before selecting a suitable route for detailed su
correspondence for the route and pipeline inquiries with the relevant departments and
organizations shall be carried out to ensure compliance with their regulatory requirements.
9-2 Route and soil surveys
Detailed survey data should be mad
out detailed design. These data shall comply with those indicated in
Additional plan and profile drawings at enlarged scales should be provided for difficult sections
such as crossings at rivers, roads, railways, etc. Full topographic surveys may be required for
certain areas.
The profile drawings should also indicate areas in which major excavation or elevated pipeline
supports may be required.
The radius of curvature of the pipeline foundation along the route should not be less than 500
Feb. 2019
18
For pipes smaller than 6 inches: 2.5D or 150 mm, whichever is greater.
For pipe sizes 6 to 24 inches: 2D
For pipes larger than 24 inches: 1D or 1220 mm, whichever is greater.
Allowable length of pup piece in Branches, fittings and attachments:
A diameter of branch or fittings, or six times wall thickness of thickest piece, or 150 mm,
Allowable length of pup piece between girth welds:
An outside diameter of pipe or 500 mm, whichever is the greater.
Flanges should preferably be of welding neck type and the neck should match the internal
diameter of the line pipe for welding. Flanged connections shall conform to the followings
aised face flanges for classes 600 and below.
Ring type joint flanges for classes above 600 and flow lines.
Gaskets should be raised face spiral wound for raised face flanges. Branch or instrument
connections smaller than DN 50 (NPS 2) should not be used on pipeline for mechanical strength
reasons. For pipelines smaller than DN 50 (NPS 2), the branch connections shall be of the same
diameter as the pipeline. Weldolets larger than DN 75 (NPS 3) should not be used.
selecting the route, full account shall be taken of the associated risks (particularly safety and
environmental risks based on location classes, fluid categories, expected frequency of failure,
etc.), the accessibility for maintenance and inspection, as well as economic factors (length of
line, difficult terrains and crossings, etc.).
Site checks of alternative routes should be made and available maps and geotechnical/geological
information should be studied before selecting a suitable route for detailed su
correspondence for the route and pipeline inquiries with the relevant departments and
organizations shall be carried out to ensure compliance with their regulatory requirements.
Detailed survey data should be made available before finalizing the pipeline route and carrying
out detailed design. These data shall comply with those indicated in client standard drawing
Additional plan and profile drawings at enlarged scales should be provided for difficult sections
ch as crossings at rivers, roads, railways, etc. Full topographic surveys may be required for
The profile drawings should also indicate areas in which major excavation or elevated pipeline
the pipeline foundation along the route should not be less than 500
IPS-E-PI-140(2)
A diameter of branch or fittings, or six times wall thickness of thickest piece, or 150 mm,
Flanges should preferably be of welding neck type and the neck should match the internal
diameter of the line pipe for welding. Flanged connections shall conform to the followings:
Gaskets should be raised face spiral wound for raised face flanges. Branch or instrument
e used on pipeline for mechanical strength
reasons. For pipelines smaller than DN 50 (NPS 2), the branch connections shall be of the same
diameter as the pipeline. Weldolets larger than DN 75 (NPS 3) should not be used.
selecting the route, full account shall be taken of the associated risks (particularly safety and
environmental risks based on location classes, fluid categories, expected frequency of failure,
ll as economic factors (length of
Site checks of alternative routes should be made and available maps and geotechnical/geological
information should be studied before selecting a suitable route for detailed survey. Also, required
correspondence for the route and pipeline inquiries with the relevant departments and
organizations shall be carried out to ensure compliance with their regulatory requirements.
e available before finalizing the pipeline route and carrying
client standard drawing.
Additional plan and profile drawings at enlarged scales should be provided for difficult sections
ch as crossings at rivers, roads, railways, etc. Full topographic surveys may be required for
The profile drawings should also indicate areas in which major excavation or elevated pipeline
the pipeline foundation along the route should not be less than 500
times the pipeline diameter (bends should be used when lower values are necessary). Additional
data to be furnished as follows:
a) Geotechnical and other environmental data (such as lands
currents at river crossings, climatic data, vegetation, fauna, etc.).
b) Soil investigation for type and consolidation of ground for assessing the degree of excavation
difficulties.
c) Soil investigation for foundation
underground erosion and cavitations by acidic water or mining activities).
d) Water table levels at mid spring and winter along the route of the pipeline where it is to be
buried.
e) Soil resistivity along the pipeline route for coating selection and cathodic protection design.
Areas where soil properties may change due to causes such as Sulphide reducing bacteria, which
increases current required for cathodic protection systems, should be identi
f) The considered route should have the lowest number of intersections with faults, river and
road and avoid passing through rocky, swampy, pond, slippery and skidding lands.
9-3 Proximity to occupied buildings
For minimum distance of pipeline from
regulations enforced by related Company.
9-4 Proximity to other facilities
- For categories B, C and D, the separation requirements of the pipeline to other facilities within
plant fences should be in accordance with
- For separation requirement at crossings see Section 11 of this Standard.
- Refer to the Energy Institute Model code of Safe practice Part 15 for area classifications around
the pipeline.
9-5 Right-of-way
Every pipeline shall have a permanent right
constructed (including future additional lines) and to allow access for pipeline inspection and
maintenance.
Land acquisition drawings shall be prepared and necessary coordination with related authorities
shall be made.
9-5-1 Right-of-way width
For every pipeline project, the width of the right
following criteria:
- Pipeline being buried or above ground.
- Diameter of the pipeline.
- Method of construction.
Feb. 2019
19
times the pipeline diameter (bends should be used when lower values are necessary). Additional
data to be furnished as follows:
Geotechnical and other environmental data (such as landslides, faults, earthquakes, floods,
currents at river crossings, climatic data, vegetation, fauna, etc.).
Soil investigation for type and consolidation of ground for assessing the degree of excavation
Soil investigation for foundation design (burial and/or support design), subsidence areas (e.g.
underground erosion and cavitations by acidic water or mining activities).
Water table levels at mid spring and winter along the route of the pipeline where it is to be
ivity along the pipeline route for coating selection and cathodic protection design.
Areas where soil properties may change due to causes such as Sulphide reducing bacteria, which
increases current required for cathodic protection systems, should be identi
The considered route should have the lowest number of intersections with faults, river and
road and avoid passing through rocky, swampy, pond, slippery and skidding lands.
occupied buildings
For minimum distance of pipeline from occupied buildings, reference shall be made to the safety
regulations enforced by related Company.
facilities
For categories B, C and D, the separation requirements of the pipeline to other facilities within
ccordance with IPS-E-PI-240.
For separation requirement at crossings see Section 11 of this Standard.
Refer to the Energy Institute Model code of Safe practice Part 15 for area classifications around
Every pipeline shall have a permanent right-of-way with sufficient width to enable the line to be
constructed (including future additional lines) and to allow access for pipeline inspection and
shall be prepared and necessary coordination with related authorities
For every pipeline project, the width of the right-of-way should be decided based on the
Pipeline being buried or above ground.
IPS-E-PI-140(2)
times the pipeline diameter (bends should be used when lower values are necessary). Additional
lides, faults, earthquakes, floods,
Soil investigation for type and consolidation of ground for assessing the degree of excavation
design (burial and/or support design), subsidence areas (e.g.
Water table levels at mid spring and winter along the route of the pipeline where it is to be
ivity along the pipeline route for coating selection and cathodic protection design.
Areas where soil properties may change due to causes such as Sulphide reducing bacteria, which
increases current required for cathodic protection systems, should be identified.
The considered route should have the lowest number of intersections with faults, river and
road and avoid passing through rocky, swampy, pond, slippery and skidding lands.
occupied buildings, reference shall be made to the safety
For categories B, C and D, the separation requirements of the pipeline to other facilities within
Refer to the Energy Institute Model code of Safe practice Part 15 for area classifications around
way with sufficient width to enable the line to be
constructed (including future additional lines) and to allow access for pipeline inspection and
shall be prepared and necessary coordination with related authorities
way should be decided based on the
- Zigzag configuration of above ground pipeline.
- Pipeline being in flat areas or in mountainous or hilly areas, etc.
- Future pipelines along the same route (particularly in hilly and mountainous areas
blasting and/or excavation for widening the existing right
- Type of fluid and pressure of the pipeline and the consequential risks of pipeline failure.
For buried pipeline widths of right
The following figures can be considered as minimum widths of right
increased where necessary to suit the particular requirements of a specific project or may be
reduced, subject to prior approval of the Company, if certain restrictions do not permit widening
of the right-of-way to the required ideal widths:
a) For above ground pipelines in flat areas:
- For DN 150 (NPS 6) and below: 25 m
- For DN 200 (NPS 8) up to and
- For above DN 650 (NPS 26) and
b) For above ground pipelines in hilly and
- For DN 400 (NPS 16) and below: 21 m
- For above DN 400 (NPS 16): 24 m
c) For buried pipelines, widths of right
specified
Notes:
1) It is not permitted to place several pipelines in a same trench; however, under certain
conditions, which do not have sufficient space to pass the pipeline, and with the approval of the
company, when several pipelines must pass through
surfaces between the two adjacent pipelines should
determine the proper distances for pipelines with separate trenches or above ground. Under
certain conditions, where space is not sufficien
be changed with the assessment of engineering and the approval of the company.
2) The crossing of existing pipelines, cables, power lines, roads, railways and waterways
should be at an angle between 90 and
3) If the pipeline is in a parallel path with high voltage power lines, the effects of the induction
current in the pipeline can lead to corrosion; in this case, the following should be considered
generally:
- The limits for pipelines that mention
- In the case of pipelines in parallel with high voltage power lines with voltages of 63 KW or
greater, risk assessment shall be carried out in accordance with BS EN ISO 18086 and the
necessary measures are taken to minimize and control the inductive effec
cathodic protection systems shall be designed in accordance with that effects.
- If the pipeline is at a distance of 3 km or less parallely along with high voltage power lines with
Feb. 2019
20
Zigzag configuration of above ground pipeline.
Pipeline being in flat areas or in mountainous or hilly areas, etc.
Future pipelines along the same route (particularly in hilly and mountainous areas
blasting and/or excavation for widening the existing right-of-way may create problem).
Type of fluid and pressure of the pipeline and the consequential risks of pipeline failure.
For buried pipeline widths of right-of-way shall conform to standard drawing (
The following figures can be considered as minimum widths of right
increased where necessary to suit the particular requirements of a specific project or may be
duced, subject to prior approval of the Company, if certain restrictions do not permit widening
way to the required ideal widths:
For above ground pipelines in flat areas:
For DN 150 (NPS 6) and below: 25 m
nd including DN 650 (NPS 26): 40 m
For above DN 650 (NPS 26) and based on 1 to 3 lines per track: 60 m
For above ground pipelines in hilly and mountainous areas:
For DN 400 (NPS 16) and below: 21 m
For above DN 400 (NPS 16): 24 m
For buried pipelines, widths of right-of-way should be as per IPS-D-PI
It is not permitted to place several pipelines in a same trench; however, under certain
conditions, which do not have sufficient space to pass the pipeline, and with the approval of the
company, when several pipelines must pass through a same trench, the minimum
surfaces between the two adjacent pipelines should be 0.9 m. Use the IPS
determine the proper distances for pipelines with separate trenches or above ground. Under
certain conditions, where space is not sufficient (such as corridors, etc.), pipeline distances can
be changed with the assessment of engineering and the approval of the company.
The crossing of existing pipelines, cables, power lines, roads, railways and waterways
should be at an angle between 90 and 60 degrees.
If the pipeline is in a parallel path with high voltage power lines, the effects of the induction
current in the pipeline can lead to corrosion; in this case, the following should be considered
hat mentioned in IPS-E-EL-160 standard shall be considered.
In the case of pipelines in parallel with high voltage power lines with voltages of 63 KW or
greater, risk assessment shall be carried out in accordance with BS EN ISO 18086 and the
necessary measures are taken to minimize and control the inductive effects of the current. Also,
cathodic protection systems shall be designed in accordance with that effects.
If the pipeline is at a distance of 3 km or less parallely along with high voltage power lines with
IPS-E-PI-140(2)
Future pipelines along the same route (particularly in hilly and mountainous areas where
way may create problem).
Type of fluid and pressure of the pipeline and the consequential risks of pipeline failure.
drawing (IPS-D-PI-143).
The following figures can be considered as minimum widths of right-of-way and may be
increased where necessary to suit the particular requirements of a specific project or may be
duced, subject to prior approval of the Company, if certain restrictions do not permit widening
-143, unless otherwise
It is not permitted to place several pipelines in a same trench; however, under certain
conditions, which do not have sufficient space to pass the pipeline, and with the approval of the
inimum distance of the
IPS-D-PI-143 standard to
determine the proper distances for pipelines with separate trenches or above ground. Under
t (such as corridors, etc.), pipeline distances can
be changed with the assessment of engineering and the approval of the company.
The crossing of existing pipelines, cables, power lines, roads, railways and waterways
If the pipeline is in a parallel path with high voltage power lines, the effects of the induction
current in the pipeline can lead to corrosion; in this case, the following should be considered
160 standard shall be considered.
In the case of pipelines in parallel with high voltage power lines with voltages of 63 KW or
greater, risk assessment shall be carried out in accordance with BS EN ISO 18086 and the
ts of the current. Also,
cathodic protection systems shall be designed in accordance with that effects.
If the pipeline is at a distance of 3 km or less parallely along with high voltage power lines with
a voltage of at least 110 KW, at least 200 m of di
required, unless risk assessment is carried out and based on change the distances in associated
with approval from the company.
- If the pipeline is at a distance more than 3 km
with a voltage of at least 110 KW, at least 500 m of distance from high voltage power lines is
required, unless risk assessment is carried out and based on change the distances in associated
with approval from the company.
9-5-2 Other considerations
The longitudinal slope of right
(less than 1 km), the longitudinal slope of the right
service roads with maximum longitudinal slope of 22% should be consider
sections. In high longitudinal slope and depending on depth of trench coverage and type of soil
and seasonal inundation where pipeline may lose its full restraint, it should be ensured that the
equivalent stresses in the pipe wall ar
considered to reduce or eliminate longitudinal forces due to effective component of the dead
weight of the pipeline and its content.
The design of right-of-way should comply with line bending speci
in IPS-C-CE-112 standard.
10 Pipeline protection and marking
10-1 Burial philosophy
Pipelines are normally buried to protect them from mechanical damage, unusual environmental
and climatical conditions, fires, tampering, etc. and to assure that they are fully restrained. As a
general rule, risk assessment and engineering determines whether the pipeline is buried or not;
but usually, pipelines of DN 400 (NPS 16) and larger should be
make burial impracticable or the length is too short to justify burial advantages. Pipelines of DN
300 (NPS 12) and smaller and short life pipelines of all sizes (such as flowlines) may be laid
above ground unless there are
protection from diurnal temperature variation is necessary or where the line passes through
populated areas, etc.
10-2 Trench dimensions
The recommended minimum covers are given in table 3 and 4.
Feb. 2019
21
a voltage of at least 110 KW, at least 200 m of distance from high voltage power lines is
required, unless risk assessment is carried out and based on change the distances in associated
with approval from the company.
s at a distance more than 3 km parallely along with high voltage pow
with a voltage of at least 110 KW, at least 500 m of distance from high voltage power lines is
required, unless risk assessment is carried out and based on change the distances in associated
with approval from the company.
e longitudinal slope of right-of-way should not exceed 22%. However, for short distances
(less than 1 km), the longitudinal slope of the right-of-way may be up to 30% in which case the
service roads with maximum longitudinal slope of 22% should be consider
sections. In high longitudinal slope and depending on depth of trench coverage and type of soil
and seasonal inundation where pipeline may lose its full restraint, it should be ensured that the
equivalent stresses in the pipe wall are within acceptable limits or else remedial provisions are
considered to reduce or eliminate longitudinal forces due to effective component of the dead
weight of the pipeline and its content.
way should comply with line bending specification and also specification
Pipeline protection and marking
Pipelines are normally buried to protect them from mechanical damage, unusual environmental
climatical conditions, fires, tampering, etc. and to assure that they are fully restrained. As a
risk assessment and engineering determines whether the pipeline is buried or not;
pipelines of DN 400 (NPS 16) and larger should be buried unless the terrain would
make burial impracticable or the length is too short to justify burial advantages. Pipelines of DN
300 (NPS 12) and smaller and short life pipelines of all sizes (such as flowlines) may be laid
above ground unless there are good reasons for burial; e.g. process requirements or where
protection from diurnal temperature variation is necessary or where the line passes through
The recommended minimum covers are given in table 3 and 4.
IPS-E-PI-140(2)
stance from high voltage power lines is
required, unless risk assessment is carried out and based on change the distances in associated
parallely along with high voltage power lines
with a voltage of at least 110 KW, at least 500 m of distance from high voltage power lines is
required, unless risk assessment is carried out and based on change the distances in associated
way should not exceed 22%. However, for short distances
way may be up to 30% in which case the
service roads with maximum longitudinal slope of 22% should be considered for access to these
sections. In high longitudinal slope and depending on depth of trench coverage and type of soil
and seasonal inundation where pipeline may lose its full restraint, it should be ensured that the
e within acceptable limits or else remedial provisions are
considered to reduce or eliminate longitudinal forces due to effective component of the dead
fication and also specification
Pipelines are normally buried to protect them from mechanical damage, unusual environmental
climatical conditions, fires, tampering, etc. and to assure that they are fully restrained. As a
risk assessment and engineering determines whether the pipeline is buried or not;
buried unless the terrain would
make burial impracticable or the length is too short to justify burial advantages. Pipelines of DN
300 (NPS 12) and smaller and short life pipelines of all sizes (such as flowlines) may be laid
good reasons for burial; e.g. process requirements or where
protection from diurnal temperature variation is necessary or where the line passes through
Table 3 - Recommended minimum cover for buried oil pipelines
Item Trench in
rocky terrain
Minimum depth of
cover
Width of trench excess
of pipe diameter
Table 4 - Recommended minimum cover for buried gas pipelines
Local
Class 1
Class 2
Class 3 & 4
Notes:
1) The cover refers to the undisturbed ground level to the top of the pipe.
2) A minimum vertical clearance of 0.9 m should be kept between the surface of pipeline and
other buried structures surfaces (see also 11.3.4 for crossing other pipelines).
Additional depth may be required in c
ploughing and of drain systems shall be taken into account. A cover of 1.2 m would be adequate
in most cases. The width of trench should be not less than 400 mm wider than the pipeline
outside diameter in all ground conditions including rock. When pipelines are coated and/or
insulated, the outside diameter of coated or insulated pipe should be assumed as outside diameter
for minimum coverage.
Initial backfilling around the pipeline shall be carried
10 mm or other soft material which is approved by company; Other requirements for backfilling
shall be according to IPS-C-PI
10-3 Anchor for pipelines
Buried pipelines operating at very high temperatures
by high compressive loads due to expansion. In such cases, the depth of burial cover should be
increased to prevent the upheaval buckling. In general, the recommended cover depth should be
enough to make the pipeline fully restrained and to contain thermal expansion and contraction of
the pipeline as well as other forces due to internal pressure and pipeline weight in slopes.
Pipeline anchors should be installed at end points of buried pipelines and at other location
where the pipeline rises above ground level for connections to facilities, etc.
Pipeline anchors should be designed for the particular application to withstand forces due to
MAIP and temperature variations and to suit the ground conditions specially wher
seasonal inundation or in dry water courses in high slopes where pipeline dead weight creates
longitudinal stresses.
10-4 Non-buried pipelines
Any non-buried pipeline sections shall be justified on an individual basis and hence shall be
Feb. 2019
22
Recommended minimum cover for buried oil pipelines
Trench in
rocky terrain
Trench in uncultivated
terrain other than rocky
600 mm 900 mm
400 mm 400 mm
Recommended minimum cover for buried gas pipelines
Minimum cover (m)
in normal ground
Minimum cover (m)
in rock requiring blasting
0.9 1.0 1.2
undisturbed ground level to the top of the pipe.
A minimum vertical clearance of 0.9 m should be kept between the surface of pipeline and
other buried structures surfaces (see also 11.3.4 for crossing other pipelines).
Additional depth may be required in certain locations such as agricultural areas where depth of
ploughing and of drain systems shall be taken into account. A cover of 1.2 m would be adequate
in most cases. The width of trench should be not less than 400 mm wider than the pipeline
eter in all ground conditions including rock. When pipelines are coated and/or
insulated, the outside diameter of coated or insulated pipe should be assumed as outside diameter
Initial backfilling around the pipeline shall be carried out with soft soil with a maximum mesh of
10 mm or other soft material which is approved by company; Other requirements for backfilling
PI-140 standard.
Buried pipelines operating at very high temperatures may be prone to upheaval buckling caused
by high compressive loads due to expansion. In such cases, the depth of burial cover should be
increased to prevent the upheaval buckling. In general, the recommended cover depth should be
e fully restrained and to contain thermal expansion and contraction of
the pipeline as well as other forces due to internal pressure and pipeline weight in slopes.
Pipeline anchors should be installed at end points of buried pipelines and at other location
where the pipeline rises above ground level for connections to facilities, etc.
Pipeline anchors should be designed for the particular application to withstand forces due to
MAIP and temperature variations and to suit the ground conditions specially wher
seasonal inundation or in dry water courses in high slopes where pipeline dead weight creates
buried pipeline sections shall be justified on an individual basis and hence shall be
IPS-E-PI-140(2)
Recommended minimum cover for buried oil pipelines
Trench in cultivated
terrain
1200 mm
400 mm
Recommended minimum cover for buried gas pipelines
Minimum cover (m)
in rock requiring blasting
0.6 0.8 1.0
A minimum vertical clearance of 0.9 m should be kept between the surface of pipeline and
other buried structures surfaces (see also 11.3.4 for crossing other pipelines).
ertain locations such as agricultural areas where depth of
ploughing and of drain systems shall be taken into account. A cover of 1.2 m would be adequate
in most cases. The width of trench should be not less than 400 mm wider than the pipeline
eter in all ground conditions including rock. When pipelines are coated and/or
insulated, the outside diameter of coated or insulated pipe should be assumed as outside diameter
out with soft soil with a maximum mesh of
10 mm or other soft material which is approved by company; Other requirements for backfilling
may be prone to upheaval buckling caused
by high compressive loads due to expansion. In such cases, the depth of burial cover should be
increased to prevent the upheaval buckling. In general, the recommended cover depth should be
e fully restrained and to contain thermal expansion and contraction of
the pipeline as well as other forces due to internal pressure and pipeline weight in slopes.
Pipeline anchors should be installed at end points of buried pipelines and at other locations
where the pipeline rises above ground level for connections to facilities, etc.
Pipeline anchors should be designed for the particular application to withstand forces due to
MAIP and temperature variations and to suit the ground conditions specially where subject to
seasonal inundation or in dry water courses in high slopes where pipeline dead weight creates
buried pipeline sections shall be justified on an individual basis and hence shall be
installed in such a way that stay clear of the ground all the time to avoid external corrosion. Pipe
supports should be designed in accordance with
The height of supports should be chosen to suit local
the bottom of pipeline at least 300 mm above the highest recorded flood level.
Non-buried pipelines should normally be laid in a zigzag configuration to cater for the effect of
thermal expansion and contraction.
However, for specific cases, the correct configuration should be determined by appropriate
design.
Where zigzag configuration is not or can not be employed, alternative means, such as fully
restraining the pipeline from movements (e.g. by adequate anchoring at appropriate intervals),
should be provided to contain thermal expansion and contraction as well as other prevailing
forces.
Pipeline anchors should be considered for non
facilities and at other positions where restraint may be necessary.
Hillside anchors shall be designed, as and where required and shall be installed on steep hills to
restrain pipeline movement and to keep the combined stresse
acceptable limits. The effect of the weight of the pipeline and its contents on the longitudinal
stress in the pipeline wall should be considered in calculating the combined stresses.
Figure 1 - Plan view of zig
Feb. 2019
23
n such a way that stay clear of the ground all the time to avoid external corrosion. Pipe
supports should be designed in accordance with IPS-G-PI-280.
The height of supports should be chosen to suit local conditions but should be sufficient to keep
the bottom of pipeline at least 300 mm above the highest recorded flood level.
buried pipelines should normally be laid in a zigzag configuration to cater for the effect of
thermal expansion and contraction. The zigzag configuration may be in accordance with Fig. 1.
However, for specific cases, the correct configuration should be determined by appropriate
Where zigzag configuration is not or can not be employed, alternative means, such as fully
ning the pipeline from movements (e.g. by adequate anchoring at appropriate intervals),
should be provided to contain thermal expansion and contraction as well as other prevailing
Pipeline anchors should be considered for non-buried pipelines at all tie-in connections to other
facilities and at other positions where restraint may be necessary.
Hillside anchors shall be designed, as and where required and shall be installed on steep hills to
restrain pipeline movement and to keep the combined stresses in the pipeline wall within the
acceptable limits. The effect of the weight of the pipeline and its contents on the longitudinal
stress in the pipeline wall should be considered in calculating the combined stresses.
Plan view of zig-zag configuration for above-ground pipeline
IPS-E-PI-140(2)
n such a way that stay clear of the ground all the time to avoid external corrosion. Pipe
conditions but should be sufficient to keep
the bottom of pipeline at least 300 mm above the highest recorded flood level.
buried pipelines should normally be laid in a zigzag configuration to cater for the effect of
The zigzag configuration may be in accordance with Fig. 1.
However, for specific cases, the correct configuration should be determined by appropriate
Where zigzag configuration is not or can not be employed, alternative means, such as fully
ning the pipeline from movements (e.g. by adequate anchoring at appropriate intervals),
should be provided to contain thermal expansion and contraction as well as other prevailing
in connections to other
Hillside anchors shall be designed, as and where required and shall be installed on steep hills to
s in the pipeline wall within the
acceptable limits. The effect of the weight of the pipeline and its contents on the longitudinal
stress in the pipeline wall should be considered in calculating the combined stresses.
ground pipeline
Table 5
Offset (m) Straight length (m)
(Minimum) 60
116 9.1
100 6.5
116 9.1
100 6.5
116 9.5
100 6.5
116 9.5
100 6.5
116 7.1
100 6.5
116 7.1
100 6.5
10-5 Corrosion Protection
As a general rule, in normally dry climates, no external anti
above-ground pipelines which are
conditions or the ground are such that external corrosion may occur, either a corrosion allowance
on the pipe wall thickness may be required or, alternatively, a suitable anti
should be considered.
Where sections of above-ground pipelines are to be buried (e.g. road, railway or river crossings),
the buried sections shall be suitably coated, cathodically
the rest of the pipeline in accordance with
Those sections of pipeline which pass above waterways and rivers should be externally coated
for protection against corrosion caused by condensation of water vapor on the pipeline exterior.
Where above-ground pipelines pass through culverts or below bridges (which are normally for
pipelines crossing the main roads and/or for surface water passages), these secti
shall be suitably coated for protection against splashing water and blown sand and dirt.
All metallic buried pipelines including duplex material pipelines, shall be coated externally by a
suitable anti-corrosion coating, supplemented by ca
from the plants and facilities to which they are connected.
The design of cathodic protection systems shall be carried out in accordance with
Protective coatings shall be selected to suit the soil and other environmental conditions and shall
comply with IPS-E-TP-270.
10-6 Pipeline Markers
The location of buried pipelines shall be clearly identified by markers.
interference or disturbance by mechanical excavators or boat anchors (at river crossings) is high,
additional warning signs should be installed to lower the risk. Pipeline markers should be
installed at the following locations al
Feb. 2019
24
Table 5 - Zig-zag configuration dimensions
Straight length (m)
(Minimum)
Pipe material grade
per API 5L
Pipe size
DN (NPS
4 GR B Up to DN 300 (NPS 12)
9.1 GR B/ X 42 DN 400
6.5 X 52/ ×X 60
9.1 GR B/ X 42 DN 500
6.5 X 52/ X 60
9.5 GR B/ X 42 DN 550
6.5 X52/ X 60
9.5 GR B/ X 42 DN 600
6.5 X 52/ X 60
7.1 GR B/ X 42 DN 650
6.5 X 52/ X 60
7.1 GR B/ X 42 DN 750
6.5 X 52/ X 60
As a general rule, in normally dry climates, no external anti-corrosion coating is required for
ground pipelines which are supported clear of the ground. However, where the climatic
conditions or the ground are such that external corrosion may occur, either a corrosion allowance
on the pipe wall thickness may be required or, alternatively, a suitable anti
ground pipelines are to be buried (e.g. road, railway or river crossings),
the buried sections shall be suitably coated, cathodically protected and electrically isolated from
the rest of the pipeline in accordance with IPS-E-TP-820.
Those sections of pipeline which pass above waterways and rivers should be externally coated
against corrosion caused by condensation of water vapor on the pipeline exterior.
ground pipelines pass through culverts or below bridges (which are normally for
pipelines crossing the main roads and/or for surface water passages), these secti
shall be suitably coated for protection against splashing water and blown sand and dirt.
All metallic buried pipelines including duplex material pipelines, shall be coated externally by a
corrosion coating, supplemented by cathodic protection and electrically isolated
from the plants and facilities to which they are connected.
The design of cathodic protection systems shall be carried out in accordance with
ve coatings shall be selected to suit the soil and other environmental conditions and shall
The location of buried pipelines shall be clearly identified by markers. In areas where the risk of
interference or disturbance by mechanical excavators or boat anchors (at river crossings) is high,
additional warning signs should be installed to lower the risk. Pipeline markers should be
installed at the following locations along buried pipelines:
IPS-E-PI-140(2)
Pipe size
DN (NPS)
Up to DN 300 (NPS 12)
DN 400 (NPS 16)
DN 500 (NPS 20)
DN 550 (NPS 22)
DN 600 (NPS 24)
DN 650 (NPS 26)
DN 750 (NPS 30)
corrosion coating is required for
supported clear of the ground. However, where the climatic
conditions or the ground are such that external corrosion may occur, either a corrosion allowance
on the pipe wall thickness may be required or, alternatively, a suitable anti-corrosion coating
ground pipelines are to be buried (e.g. road, railway or river crossings),
protected and electrically isolated from
Those sections of pipeline which pass above waterways and rivers should be externally coated
against corrosion caused by condensation of water vapor on the pipeline exterior.
ground pipelines pass through culverts or below bridges (which are normally for
pipelines crossing the main roads and/or for surface water passages), these sections of the lines
shall be suitably coated for protection against splashing water and blown sand and dirt.
All metallic buried pipelines including duplex material pipelines, shall be coated externally by a
thodic protection and electrically isolated
The design of cathodic protection systems shall be carried out in accordance with IPS-E-TP-820.
ve coatings shall be selected to suit the soil and other environmental conditions and shall
In areas where the risk of
interference or disturbance by mechanical excavators or boat anchors (at river crossings) is high,
additional warning signs should be installed to lower the risk. Pipeline markers should be
a) At one kilometer interval.
b) At all major changes in direction of the pipeline.
c) At both sides of every road, railway and under
d) At changes in wall thickness or material.
e) At branches.
f) At buried valves and fittings such as
Fabrication and installation details should be as per Standard Drawing No.
11 Crossings
11-1 River crossings
11-1-1 Where pipeline has to cross
most suitable way of crossing which will ensure maximum reliability during the pipeline
operating life with minimum maintenance problems. The selection of the most suitable location
and type of crossing should be based on the survey results and information on geotechnical and
hydroclimatological conditions and other prevailing environmental issues. The migration of the
river course should also receive particular attention.
11-1-2 Elevated pipe supports should be high enough to carry the line at least 300 mm clear of
highest flood level (oldest available return conditions). This clearance should be increased if
there is likelihood of large floating objects being carried by flood wat
navigable. Elevated pipe supports should be designed to suit the particular circumstances and be
strong to withstand the forces imposed on them by flood water and the objects which are carried
by the flood and may be caught by the
of torrential flood, pipe bridges are preferred to single pipe supports. If pipeline is to be
cathodically protected, means of isolating the pipeline from the supports should be considered.
11-1-3 The sections of pipelines laid under the river bed should be coated and wrapped in
accordance with IPS-E-TP-270
11-1-4 The sections of pipeline laid in trenches in the river bed should be weight coated to give
the necessary negative buoyancy to the pipeline to fully restrain the pipeline in position at all
times, during construction, operation and whil
Pipeline stability design requirements are mentioned in 7.5.1.14.
Depth of cover and the curvature of the pipeline during laying and henceforth as well as method
of laying the pipeline should be selected for the p
pipeline specially when it is being installed.
11-1-5 Isolating block valves fitted with automatic line
fenced areas on either side of the major river crossings. If valves
top of the pits should be above maximum recorded high water level and if there is possibilities of
water ingressing into the pits, facilities should be considered for emptying the water.
The automatic line-break-operators s
failure and subsequent rapid rate of change of pressure in the pipeline but should not be affected
by normal operational pressure fluctuations. The design should ensure that changes of the water
course and/or collapse of the river side walls will not endanger the integrity of the valve support.
Feb. 2019
25
At all major changes in direction of the pipeline.
At both sides of every road, railway and under-water crossings.
At changes in wall thickness or material.
At buried valves and fittings such as check valves, vents, drains, slug-catchers, etc.
Fabrication and installation details should be as per Standard Drawing No.
Where pipeline has to cross a major river, careful studies shall be carried out as to
most suitable way of crossing which will ensure maximum reliability during the pipeline
operating life with minimum maintenance problems. The selection of the most suitable location
d type of crossing should be based on the survey results and information on geotechnical and
hydroclimatological conditions and other prevailing environmental issues. The migration of the
river course should also receive particular attention.
Elevated pipe supports should be high enough to carry the line at least 300 mm clear of
highest flood level (oldest available return conditions). This clearance should be increased if
there is likelihood of large floating objects being carried by flood water and where the river is
navigable. Elevated pipe supports should be designed to suit the particular circumstances and be
strong to withstand the forces imposed on them by flood water and the objects which are carried
by the flood and may be caught by the supports. In wide rivers and where there are possibilities
of torrential flood, pipe bridges are preferred to single pipe supports. If pipeline is to be
cathodically protected, means of isolating the pipeline from the supports should be considered.
The sections of pipelines laid under the river bed should be coated and wrapped in
270 and cathodically protected in accordance with
The sections of pipeline laid in trenches in the river bed should be weight coated to give
the necessary negative buoyancy to the pipeline to fully restrain the pipeline in position at all
times, during construction, operation and while shut down for maintenance or inspection.
Pipeline stability design requirements are mentioned in 7.5.1.14.
Depth of cover and the curvature of the pipeline during laying and henceforth as well as method
of laying the pipeline should be selected for the particular application to avoid damage to the
pipeline specially when it is being installed.
Isolating block valves fitted with automatic line-break-operators should be installed in
fenced areas on either side of the major river crossings. If valves are installed in valve pits, the
top of the pits should be above maximum recorded high water level and if there is possibilities of
water ingressing into the pits, facilities should be considered for emptying the water.
operators should be designed to close the valve in the event of pipeline
failure and subsequent rapid rate of change of pressure in the pipeline but should not be affected
by normal operational pressure fluctuations. The design should ensure that changes of the water
course and/or collapse of the river side walls will not endanger the integrity of the valve support.
IPS-E-PI-140(2)
catchers, etc.
Fabrication and installation details should be as per Standard Drawing No. IPS-D-TP-712.
a major river, careful studies shall be carried out as to determine the
most suitable way of crossing which will ensure maximum reliability during the pipeline
operating life with minimum maintenance problems. The selection of the most suitable location
d type of crossing should be based on the survey results and information on geotechnical and
hydroclimatological conditions and other prevailing environmental issues. The migration of the
Elevated pipe supports should be high enough to carry the line at least 300 mm clear of
highest flood level (oldest available return conditions). This clearance should be increased if
er and where the river is
navigable. Elevated pipe supports should be designed to suit the particular circumstances and be
strong to withstand the forces imposed on them by flood water and the objects which are carried
supports. In wide rivers and where there are possibilities
of torrential flood, pipe bridges are preferred to single pipe supports. If pipeline is to be
cathodically protected, means of isolating the pipeline from the supports should be considered.
The sections of pipelines laid under the river bed should be coated and wrapped in
and cathodically protected in accordance with IPS-E-TP-820.
The sections of pipeline laid in trenches in the river bed should be weight coated to give
the necessary negative buoyancy to the pipeline to fully restrain the pipeline in position at all
e shut down for maintenance or inspection.
Depth of cover and the curvature of the pipeline during laying and henceforth as well as method
articular application to avoid damage to the
operators should be installed in
are installed in valve pits, the
top of the pits should be above maximum recorded high water level and if there is possibilities of
water ingressing into the pits, facilities should be considered for emptying the water.
hould be designed to close the valve in the event of pipeline
failure and subsequent rapid rate of change of pressure in the pipeline but should not be affected
by normal operational pressure fluctuations. The design should ensure that changes of the water
course and/or collapse of the river side walls will not endanger the integrity of the valve support.
11-2 Road and railway crossings
Pipelines crossing roads and railways should preferably be through culverts or concrete box and
bridges (new or existing). The use of casing pipe should be discouraged (due to external
corrosion problems and electrical contact between casing pipe and carri
1102 for recommendations in this respect.) Suitable protection should be provided on both sides
of the road to prevent damage to the pipeline by vehicles leaving the road. At the intersections of
the pipeline with road and railway, a
construction details should be as per standard drawing no. IPS
If the right-of-way is intended for more than one pipeline, culverts or bridge should be wide
enough to accommodate future pipeline(
adjacent pipelines should not be less than 400 mm. For angle of crossing refer to Note 2 of
Clause 9.5.1 of this Standard.
11-3 Crossing other pipelines
11-3-1 Where above-ground pipelines cross each other a min
be maintained between adjacent lines.
11-3-2 Where a buried pipeline is to cross an existing above
of cover should be specified for the whole width of the right
11-3-3 Where an above-ground pipeline is to cross an existing buried pipeline means should be
provided to allow continued use of the buried pipeline right
11-3-4 Where a buried pipeline is to cross an existing buried pipeline the new line should pass
under the existing line with at least 900 mm clearance between the two lines.
11-3-5 Potential test points, current test points and bonding points (direct or resistance) should be
installed on both lines at the crossing to enable the cathodic protection systems to be
interconnected, if required.
11-3-6 For a minimum distance of 15 meters on either side of the pipeline crossing the new
pipeline shall be double wrapped.
11-3-7 Where a pipeline crosses an existing pipeline owned by an outside Company, the design
of the crossing and cathodic protection should satisfy the requirements of the outside company.
11-4 Crossing land faults
When a pipeline has to cross a passive fault, the nec
should be decided after studying geotechnical survey results by Company geological department
or Company appointed geologist and should be considered their recommendations.
Crossing an active fault shall be avoi
active fault or a passive fault which is expected to become active, the following considerations
should be given at the crossing to protect the pipeline:
11-4-1 Factors that significantly influen
movements are: burial depth, trench shape, relative displacement of the fault, intersection point
of the pipeline with fault, soil properties, unrestrained length of the pipeline, geometry of the
Pipeline and internal pressure.
Feb. 2019
26
railway crossings
Pipelines crossing roads and railways should preferably be through culverts or concrete box and
bridges (new or existing). The use of casing pipe should be discouraged (due to external
corrosion problems and electrical contact between casing pipe and carrier pipe). (See API RP
1102 for recommendations in this respect.) Suitable protection should be provided on both sides
of the road to prevent damage to the pipeline by vehicles leaving the road. At the intersections of
the pipeline with road and railway, a minimum depth of 2 meters shall be considered and
construction details should be as per standard drawing no. IPS-D-PI-175.
way is intended for more than one pipeline, culverts or bridge should be wide
enough to accommodate future pipeline(s). In this case the horizontal space between two
adjacent pipelines should not be less than 400 mm. For angle of crossing refer to Note 2 of
ground pipelines cross each other a minimum clearance of 300 mm should
be maintained between adjacent lines.
Where a buried pipeline is to cross an existing above-ground pipeline an increased depth
of cover should be specified for the whole width of the right-of-way.
ground pipeline is to cross an existing buried pipeline means should be
provided to allow continued use of the buried pipeline right-of-way.
Where a buried pipeline is to cross an existing buried pipeline the new line should pass
g line with at least 900 mm clearance between the two lines.
Potential test points, current test points and bonding points (direct or resistance) should be
installed on both lines at the crossing to enable the cathodic protection systems to be
For a minimum distance of 15 meters on either side of the pipeline crossing the new
pipeline shall be double wrapped.
Where a pipeline crosses an existing pipeline owned by an outside Company, the design
of the crossing and cathodic protection should satisfy the requirements of the outside company.
When a pipeline has to cross a passive fault, the necessity of provision of any protection system
should be decided after studying geotechnical survey results by Company geological department
or Company appointed geologist and should be considered their recommendations.
Crossing an active fault shall be avoided if feasible. When, however, the pipeline has to cross an
active fault or a passive fault which is expected to become active, the following considerations
should be given at the crossing to protect the pipeline:
Factors that significantly influence the performance of the pipeline exposed to fault
movements are: burial depth, trench shape, relative displacement of the fault, intersection point
of the pipeline with fault, soil properties, unrestrained length of the pipeline, geometry of the
and internal pressure.
IPS-E-PI-140(2)
Pipelines crossing roads and railways should preferably be through culverts or concrete box and
bridges (new or existing). The use of casing pipe should be discouraged (due to external
er pipe). (See API RP
1102 for recommendations in this respect.) Suitable protection should be provided on both sides
of the road to prevent damage to the pipeline by vehicles leaving the road. At the intersections of
minimum depth of 2 meters shall be considered and
way is intended for more than one pipeline, culverts or bridge should be wide
s). In this case the horizontal space between two
adjacent pipelines should not be less than 400 mm. For angle of crossing refer to Note 2 of
imum clearance of 300 mm should
ground pipeline an increased depth
ground pipeline is to cross an existing buried pipeline means should be
Where a buried pipeline is to cross an existing buried pipeline the new line should pass
g line with at least 900 mm clearance between the two lines.
Potential test points, current test points and bonding points (direct or resistance) should be
installed on both lines at the crossing to enable the cathodic protection systems to be
For a minimum distance of 15 meters on either side of the pipeline crossing the new
Where a pipeline crosses an existing pipeline owned by an outside Company, the design
of the crossing and cathodic protection should satisfy the requirements of the outside company.
essity of provision of any protection system
should be decided after studying geotechnical survey results by Company geological department
or Company appointed geologist and should be considered their recommendations.
ded if feasible. When, however, the pipeline has to cross an
active fault or a passive fault which is expected to become active, the following considerations
ce the performance of the pipeline exposed to fault
movements are: burial depth, trench shape, relative displacement of the fault, intersection point
of the pipeline with fault, soil properties, unrestrained length of the pipeline, geometry of the
11-4-2 Where practical, a pipeline which crosses a slippery fault, must be placed in a way that the
pipelines are stretched.
11-4-3 Reverse faults should be crossed at a diagonal angle, which is as small as possible, to
minimize compressive stresses. If the displacement of the slip extends considerably, the
intersection angle should be chosen to facilitate the increase of the pipeline stretching length.
11-4-4 In all areas where there is a potential for land failure, the pipeline must be in straight and
perpendicular to the fault or close to the perpendicular (considering the increasing capacity of the
pipeline length), in order to avoid the sudden change of th
Also, as far as possible, the pipeline should be constructed without bends and constraint that tend
to restrain pipelines.
11-4-5 The determining factor in pipe resistance at the intersections leading to a stretch, i
thickness of the pipe. Increasing the thickness of the pipeline reduces the tensile stress at the
fault intersection. On the other hand, for intersections leading to a pressure, the diameter to
thickness ratio is the controlling factor. This is becau
ellipticity of the pipe section and the strain of its compression and shrinkage.
11-4-6 Design factors similar to those indicated for rivers, dunes and beaches should be used in
300 meters of the pipeline at either
Standard).
11-4-7 There should be no horizontal bends, flanges, tees, valves or similar constraints such as
concrete weights in at least 200 m of the pipeline at either sides of the fault zone.
11-4-8 The Depth of pipeline burial should be minimized in fault zones in order to reduce the soil
constraint on the pipeline during the fault movement.
material around the pipeline in 200 meters of either sides of t
way that the pipeline is subjected to minimum restraint.
11-4-9 Line break valves with automatic shut
either side of the fault zone. These valves should be secured aga
the pipeline which crosses the fault by means of adequately designed anchors.
11-5 Land slides
Passing near the areas where there are evidence of land slide shall be avoided by using
alternative routes or going around the suspec
12 Records
A comprehensive set of design documents shall be produced and retained for the life of the
pipeline. These documents should include all the design criteria, calculations and assessments
which led to the technical choices during
include pipeline operating and maintenance manual which should cover the range of key
operating conditions that can be envisaged for the entire life span, major features, parameters,
contingency plans, etc.
Feb. 2019
27
Where practical, a pipeline which crosses a slippery fault, must be placed in a way that the
Reverse faults should be crossed at a diagonal angle, which is as small as possible, to
pressive stresses. If the displacement of the slip extends considerably, the
intersection angle should be chosen to facilitate the increase of the pipeline stretching length.
In all areas where there is a potential for land failure, the pipeline must be in straight and
perpendicular to the fault or close to the perpendicular (considering the increasing capacity of the
pipeline length), in order to avoid the sudden change of the direction and level of the placement.
Also, as far as possible, the pipeline should be constructed without bends and constraint that tend
The determining factor in pipe resistance at the intersections leading to a stretch, i
thickness of the pipe. Increasing the thickness of the pipeline reduces the tensile stress at the
fault intersection. On the other hand, for intersections leading to a pressure, the diameter to
thickness ratio is the controlling factor. This is because that ratio has a direct impact on the
ellipticity of the pipe section and the strain of its compression and shrinkage.
Design factors similar to those indicated for rivers, dunes and beaches should be used in
300 meters of the pipeline at either side of the fault zone. (See Table 2 of Clause 7.5.2.2 of this
There should be no horizontal bends, flanges, tees, valves or similar constraints such as
concrete weights in at least 200 m of the pipeline at either sides of the fault zone.
The Depth of pipeline burial should be minimized in fault zones in order to reduce the soil
constraint on the pipeline during the fault movement. The trench dimensions and the backfill
material around the pipeline in 200 meters of either sides of the fault zone should be selected in a
way that the pipeline is subjected to minimum restraint.
Line break valves with automatic shut-down operators shall be installed in 250 meters of
either side of the fault zone. These valves should be secured against movements of the section of
the pipeline which crosses the fault by means of adequately designed anchors.
Passing near the areas where there are evidence of land slide shall be avoided by using
alternative routes or going around the suspected areas.
A comprehensive set of design documents shall be produced and retained for the life of the
pipeline. These documents should include all the design criteria, calculations and assessments
which led to the technical choices during conception and design of the pipeline. They shall also
include pipeline operating and maintenance manual which should cover the range of key
operating conditions that can be envisaged for the entire life span, major features, parameters,
IPS-E-PI-140(2)
Where practical, a pipeline which crosses a slippery fault, must be placed in a way that the
Reverse faults should be crossed at a diagonal angle, which is as small as possible, to
pressive stresses. If the displacement of the slip extends considerably, the
intersection angle should be chosen to facilitate the increase of the pipeline stretching length.
In all areas where there is a potential for land failure, the pipeline must be in straight and
perpendicular to the fault or close to the perpendicular (considering the increasing capacity of the
e direction and level of the placement.
Also, as far as possible, the pipeline should be constructed without bends and constraint that tend
The determining factor in pipe resistance at the intersections leading to a stretch, is the
thickness of the pipe. Increasing the thickness of the pipeline reduces the tensile stress at the
fault intersection. On the other hand, for intersections leading to a pressure, the diameter to
se that ratio has a direct impact on the
ellipticity of the pipe section and the strain of its compression and shrinkage.
Design factors similar to those indicated for rivers, dunes and beaches should be used in
side of the fault zone. (See Table 2 of Clause 7.5.2.2 of this
There should be no horizontal bends, flanges, tees, valves or similar constraints such as
concrete weights in at least 200 m of the pipeline at either sides of the fault zone.
The Depth of pipeline burial should be minimized in fault zones in order to reduce the soil
The trench dimensions and the backfill
he fault zone should be selected in a
down operators shall be installed in 250 meters of
inst movements of the section of
the pipeline which crosses the fault by means of adequately designed anchors.
Passing near the areas where there are evidence of land slide shall be avoided by using
A comprehensive set of design documents shall be produced and retained for the life of the
pipeline. These documents should include all the design criteria, calculations and assessments
conception and design of the pipeline. They shall also
include pipeline operating and maintenance manual which should cover the range of key
operating conditions that can be envisaged for the entire life span, major features, parameters,
Critical velocity for ideal gases:
Where:
Vc Critical velocity, m/sec
K =Cv
Cp Specific heat Ratio
g Gravity acceleration, 9.81 m/sec²
R=Rο/M Gas constant
Rο Universal Gas Constant: 8.314 J/(K.mol)
M Mole weight, kg
T Gas absolute temperature, Kelvin
Feb. 2019
28
Appendix A
(Informative)
Critical velocity formula
kgRTVc =
Critical velocity, m/sec
Specific heat Ratio
Gravity acceleration, 9.81 m/sec²
Universal Gas Constant: 8.314 J/(K.mol)
Gas absolute temperature, Kelvin
IPS-E-PI-140(2)
Erosional velocity where a mixture of gas and liquid is being transported
Where:
Ve Erosional velocity, m/sec
C Empirical constant = 125 for non
ρm Density of the gas/liquid. mixture in kg/m³ at operating pressure and temperature
Notes:
The amount of ρm may be calculated from the following derived equation:
ρm =
Where:
SL Relative density of oil (water = 1)
P Operating pressure (
R Gas/oil ratio (m3 of gas/m
G Gas relative density =
MW Molecular weight of the gas at 20°C and 760 mm mercury
T Operating temperature (°K)
Z Gas compressibility factor
e 1.22C/V =
Feb. 2019
29
Appendix B
(Informative)
Erosional velocity formula
where a mixture of gas and liquid is being transported:
Erosional velocity, m/sec
Empirical constant = 125 for non-continuous operation and 100 for continuous operation
Density of the gas/liquid. mixture in kg/m³ at operating pressure and temperature
may be calculated from the following derived equation:
Relative density of oil (water = 1)
Operating pressure (kPa Absolute)
of gas/m3 of oil at metric standard conditions)
Gas relative density =
9.28
MW at standard conditions
Molecular weight of the gas at 20°C and 760 mm mercury
Operating temperature (°K)
ility factor
ρm
1.22C/
Z T R 10.12 P 28.82
P G R 35.22 P S 28829.6 L
××+
××+×
IPS-E-PI-140(2)
continuous operation and 100 for continuous operation
Density of the gas/liquid. mixture in kg/m³ at operating pressure and temperature
C.1 Single phase pipelines
C.1.1 Liquid
For liquid pipelines, the Darcy
any liquid. This equation may also be used
equation, changes in elevation, velocity, or density must be accounted for by applying
Bernoulli’s theorem. The Darcy
short such that fluid density is essentially constant over that segment.
Darcy-Weisbach equation is as following:
Where:
∆P Pressure drop, in (kPa/km)
QL Flow rate, in (m³/h)
S Relative density, (dimensionless)
f Darcy (or Moody) friction factor,
d Inside diameter, in (mm)
In addition to the Darcy-Weisbach equation, several correlations have been developed for the
hydraulic calculations of the liquid transportation pipelines. The most frequently used
correlations have been summarized in table C
The formulas related to crude oil
presently produced from most of the fields in south of Iran (with API No ranging between 30
and 34). However, for crude oil properties which are substantially different, these formulas may
not be accurate enough and therefore basic hydraulic principles shall be applied to determine the
friction factor.
Feb. 2019
30
Appendix C
(Informative)
Calculation hydraulic design
For liquid pipelines, the Darcy-Weisbach equation is valid for both laminar and turbulent flow of
This equation may also be used for gases with certain restrictions.
equation, changes in elevation, velocity, or density must be accounted for by applying
Bernoulli’s theorem. The Darcy-Weisbach equation must be applied to line segments sufficiently
density is essentially constant over that segment.
Weisbach equation is as following:
∆P � 6.2475 ∗ 10 � ∗ f. s. Q��d�
Pressure drop, in (kPa/km)
Flow rate, in (m³/h)
Relative density, (dimensionless)
cy (or Moody) friction factor, dimensionless (Appendix D)
Inside diameter, in (mm)
Weisbach equation, several correlations have been developed for the
hydraulic calculations of the liquid transportation pipelines. The most frequently used
marized in table C-1.
The formulas related to crude oil in table C-1, have given accurate results for the crude oils
presently produced from most of the fields in south of Iran (with API No ranging between 30
and 34). However, for crude oil properties which are substantially different, these formulas may
ough and therefore basic hydraulic principles shall be applied to determine the
IPS-E-PI-140(2)
Weisbach equation is valid for both laminar and turbulent flow of
for gases with certain restrictions. When using this
equation, changes in elevation, velocity, or density must be accounted for by applying
Weisbach equation must be applied to line segments sufficiently
Weisbach equation, several correlations have been developed for the
hydraulic calculations of the liquid transportation pipelines. The most frequently used
have given accurate results for the crude oils
presently produced from most of the fields in south of Iran (with API No ranging between 30
and 34). However, for crude oil properties which are substantially different, these formulas may
ough and therefore basic hydraulic principles shall be applied to determine the
Table C
Correlation Formula
SHELL/MIT ∆P � 6.2191 ∗ 10 � ∗
Miller Q � 3.996 ∗ 10�� ∗ M�d
T.R Aude ∆P � 8.888 ∗ 10� ∗ �Q. μ�. �!K. d
Hazen-
Williams Q � 9.0379 ∗ 10�� ∗ Cd�.
∆P Pressure drop, in (kPa/km)
QL Flow rate, in (m³/h)
S Relative density, (dimensionless)
d Inside diameter, in (mm)
µ(mu) Absolute viscosity, in centipoise (cP)
Rem Reynolds number modified Re/7742
M Miller parameter, (dimensionless)
K T.R.Aude K-factor
C Hazen-Williams C-factor
C.1.2 Gas
The steady-state and isothermal flow behavior of gas in pipelines is defined by a general energy
equation as following:
QWhere:
$ Gas volumetric flow rate, in (Sm³/d)
%Specific gravity of gas, (Air=1)
Feb. 2019
31
Table C-1: Correlations for liquid transportation pipelines
Parameter
∗ f. s. Q��d�
Rem = Re/7742
- For viscous flow (laminar):
f � 0.00207 & 1Re)*
- For turbulent flow
f � 0.0018 + 0.00662 & 1Re)*
�.,,�
�d�∆P/S/�.� M � Log ��d,S∆P/μ�/ 3 0.4965
�!. S�.!!�d�.��� 4
.� � K-factor, usually 0.90 to 0.95
.�, &∆PS *�.�! Hazen-Williams C-factor
state and isothermal flow behavior of gas in pipelines is defined by a general energy
Q � 0.000562&T6P6*17f8 �
P � 3 P��ZSTL 4�.�
d�.�E
Gas volumetric flow rate, in (Sm³/d)
Specific gravity of gas, (Air=1)
IPS-E-PI-140(2)
1: Correlations for liquid transportation pipelines
Remark
- Calculation of pressure drop in
heavy crude oil and heated liquid
- Used for crude oil pipelines
- The effect of pipe roughness not
considered
- Trial-and error approach should be
used for this equation
- Popular for refined petroleum
products
- pressure drop calculations for 8 in.
to 12 in. pipelines
- commonly used in the design of
water distribution lines
- pressure drop in refined petroleum
products such as gasoline and
diesel
state and isothermal flow behavior of gas in pipelines is defined by a general energy
;Length of line (km)
<Inside diameter, in (mm)
=>Standard temperature (288.15 K)
?>Standard pressure (101.325 kPa)
P1 Inlet gas absolute pressure (kPa)
P2 Outlet gas absolute pressure (kPa)
= Gas average temperature (K)
@Gas average compressibility
A Pipeline efficiency
BBFanning friction factor
C7BB Transmission factor
This equation is completely general for steady
in compressibility factor, kinetic energy, pressure and temperature for any typical line section.
However, the equation as derived involves an unspecified value of the transmission factor,
78D.The correct representation of this friction factor is
Empirical methods historically and currently used to calculate or predict the flow of gas in a
pipeline are the result of various correlations of the transmission factor substituted into the
general energy equation. The most frequently used correlations have been summarized in table
C-2.
Feb. 2019
32
Inside diameter, in (mm)
Standard temperature (288.15 K)
Standard pressure (101.325 kPa)
Inlet gas absolute pressure (kPa)
Outlet gas absolute pressure (kPa)
Gas average temperature (K)
Gas average compressibility
This equation is completely general for steady-state flow, and adequately accounts for vari
in compressibility factor, kinetic energy, pressure and temperature for any typical line section.
However, the equation as derived involves an unspecified value of the transmission factor,
.The correct representation of this friction factor is necessary to the validity of the equation.
Empirical methods historically and currently used to calculate or predict the flow of gas in a
pipeline are the result of various correlations of the transmission factor substituted into the
n. The most frequently used correlations have been summarized in table
IPS-E-PI-140(2)
state flow, and adequately accounts for variations
in compressibility factor, kinetic energy, pressure and temperature for any typical line section.
However, the equation as derived involves an unspecified value of the transmission factor,
necessary to the validity of the equation.
Empirical methods historically and currently used to calculate or predict the flow of gas in a
pipeline are the result of various correlations of the transmission factor substituted into the
n. The most frequently used correlations have been summarized in table
Table C
Correlation Formula
Par
tial
ly t
urb
ule
nt
Panhandle
A
Q � 0.00457 &T6P6*
.�E�� � PZS
AGA
Partially
Turbulent
Q � 0.000562 &T6P6*17f8
Full
y t
urb
ule
nt
Panhandle
B
Q � 0.01002 &T6P6*
.�� �Z
Weymout
h
Q � 0.00366 T6P6 �
P �ZSTL
AGA
Fully
Turbulent
Q � 0.0023T6P6 log � &3.7dε
Q Gas volumetric flow rate, in (Sm³/d);
S Specific gravity of gas, (Air=1);
L Length of line (km);
d Inside diameter, in (mm)
Ts Standard temperature (288.15 K)
Ps Standard pressure (101.325 k Pa)
P1 Inlet gas absolute pressure (k Pa)
P2 Outlet gas absolute pressure (k Pa)
T Gas average temperature (K)
E Pipeline efficiency ɛ Absolute pipe wall roughness (mm)
Feb. 2019
33
Table C-2: Correlations for gas transportation pipelines
Formula Transmission Factor
� P � 3 P��S�.��,ITL4�.�,I!
d�.� ��E 17f8 � 6.872Re�.�E,��
7 8�P � 3 P��ZSTL 4
�.�d�.�E
17f8 � 4log � � Re
1/7f84 3 0
� P � 3 P��ZS�.I� TL4�.�
d�.�,E 17f8 � 16.49Re�.� I�
� 3 P��ZSTL 4�.�
d�.��EE 17f8 � 6.523d /�
& d*�P � 3 P��ZSTL 4�.�
d�.�E 17f8 � 4log � &3.7dε *
Note:
The flow regime of the natural gas can be determined by
the following steps:
The transmission factor is calculated, using Nikuradse
equation : 17f8 �
Prandtl - Von Karman equation could now be used to find
the Re number at the transition zone:17f8 �
If the Re in the pipeline is larger than this calculated
the flow regime will be fully turbulent
IPS-E-PI-140(2)
2: Correlations for gas transportation pipelines
Transmission Factor Remark
- Efficiency factor,
E, of about 0.90
- Tends to
underestimate
the friction
pressure drop
4 0.6
- Requires
iterative
calculations, not
easily practicable
for hand
calculations
- The efficiency
factor, Evaries
between about
0.88 and 0.94
- Tends to
overestimate the
pressure drop
predictions
- Contains a lower
degree of
accuracy relative
to the other
equations
- Assumes the
transmission
factor as a
function of the
diameter
*
- The most
frequently
recommended
and widely used
equation
The flow regime of the natural gas can be determined by
The transmission factor is calculated, using Nikuradse
7 � 4log � &3.7dε *
Von Karman equation could now be used to find
the Re number at the transition zone:
7 � 4log � � Re1/7f84 3 0.6
If the Re in the pipeline is larger than this calculated Re,
the flow regime will be fully turbulent
C.1.3 Recommendations
The above mentioned liquid and gas correlations can only be used for preliminary estimation of a
pipeline transport capacity and their accuracy is limited as they assume a constant
temperature and constant properties of the fluid over the pipeline length.
For gas transportation pipelines, the above mentioned methods consider the gravity term of the
pressure drop as negligible compared to frictional pressure drop. They are not
transportation of a fluid at a pressure above the dew point or to gas transported at very high
pressure through a hilly profile pipeline.
For liquid pipelines, the above mentioned correlations do not take wax depositions into account.
When more accurate calculations are requested or when the assumption of a constant average
flowing temperature cannot be made, flow simulations using computer programs shall be carried
out.
C.2 Two phase pipelines
Two-phase flow presents several design and operational difficulties not present in single phase
liquid or vapor flow. The physical properties of the phases are quite different and vary differently
with the pressure and the temperature. In addition, gravity
result of the difference in phase behavior, a slippage occurs between the gas and the liquid(s)
which do not flow at the same velocity; This event affects the distribution of the phases in the
pipeline cross-sections and consequently the overall liquid content of the pipeline or liquid hold
up.
C.2.1 Classical method for multi
The classical correlations (such as Eaton, Lockhart and Martinelli, Beggs&Brill, ...) solve Multi
phase flow transport problems with q
consistently predicts the pressure drop and liquid/water hold up within a reasonable level of
accuracy for all flow conditions. Thus the mechanistic method is a more reliable solution for
multi-phase regimes.
In a mechanistic model, the basic equations of local mass and momentum three
(3D) conservation equations are written with respect to space, when modelling steady
with respect to space and time, when modelling transie
each basic sub-region of the flow pattern.
for each space step along the
each time step), using the inlet and outlet process condition as boundary conditions.
C.2.2 Recommendations
The two phase correlations are applicable for process pipes. For transportation pipelines,
regarding to the profile of the pipeline, a single correlation cannot be used f
profile, because the pipeline cannot be supposed as a single vertical or horizontal line, and for
each segment an appropriate correlation should be applied for calculations.
Whenever possible, mechanistic multi
correlation-based programs.
Feb. 2019
34
The above mentioned liquid and gas correlations can only be used for preliminary estimation of a
pipeline transport capacity and their accuracy is limited as they assume a constant
temperature and constant properties of the fluid over the pipeline length.
For gas transportation pipelines, the above mentioned methods consider the gravity term of the
pressure drop as negligible compared to frictional pressure drop. They are not
transportation of a fluid at a pressure above the dew point or to gas transported at very high
pressure through a hilly profile pipeline.
For liquid pipelines, the above mentioned correlations do not take wax depositions into account.
hen more accurate calculations are requested or when the assumption of a constant average
flowing temperature cannot be made, flow simulations using computer programs shall be carried
phase flow presents several design and operational difficulties not present in single phase
liquid or vapor flow. The physical properties of the phases are quite different and vary differently
with the pressure and the temperature. In addition, gravity acts differently on each phase. As a
result of the difference in phase behavior, a slippage occurs between the gas and the liquid(s)
which do not flow at the same velocity; This event affects the distribution of the phases in the
nd consequently the overall liquid content of the pipeline or liquid hold
method for multi-phase flow
The classical correlations (such as Eaton, Lockhart and Martinelli, Beggs&Brill, ...) solve Multi
phase flow transport problems with quite limited validity, and there is no general correlation that
consistently predicts the pressure drop and liquid/water hold up within a reasonable level of
accuracy for all flow conditions. Thus the mechanistic method is a more reliable solution for
In a mechanistic model, the basic equations of local mass and momentum three
conservation equations are written with respect to space, when modelling steady
with respect to space and time, when modelling transient two-phase flow,
region of the flow pattern. The closed differential system is solved numerically
for each space step along the direction of the flow (and in use of transient flow modelling, for
the inlet and outlet process condition as boundary conditions.
The two phase correlations are applicable for process pipes. For transportation pipelines,
regarding to the profile of the pipeline, a single correlation cannot be used f
profile, because the pipeline cannot be supposed as a single vertical or horizontal line, and for
each segment an appropriate correlation should be applied for calculations.
Whenever possible, mechanistic multi-phase computer programs should be used, preferably to
IPS-E-PI-140(2)
The above mentioned liquid and gas correlations can only be used for preliminary estimation of a
pipeline transport capacity and their accuracy is limited as they assume a constant average
For gas transportation pipelines, the above mentioned methods consider the gravity term of the
pressure drop as negligible compared to frictional pressure drop. They are not appropriate to the
transportation of a fluid at a pressure above the dew point or to gas transported at very high
For liquid pipelines, the above mentioned correlations do not take wax depositions into account.
hen more accurate calculations are requested or when the assumption of a constant average
flowing temperature cannot be made, flow simulations using computer programs shall be carried
phase flow presents several design and operational difficulties not present in single phase
liquid or vapor flow. The physical properties of the phases are quite different and vary differently
acts differently on each phase. As a
result of the difference in phase behavior, a slippage occurs between the gas and the liquid(s)
which do not flow at the same velocity; This event affects the distribution of the phases in the
nd consequently the overall liquid content of the pipeline or liquid hold
The classical correlations (such as Eaton, Lockhart and Martinelli, Beggs&Brill, ...) solve Multi-
uite limited validity, and there is no general correlation that
consistently predicts the pressure drop and liquid/water hold up within a reasonable level of
accuracy for all flow conditions. Thus the mechanistic method is a more reliable solution for
In a mechanistic model, the basic equations of local mass and momentum three-dimensional
conservation equations are written with respect to space, when modelling steady-state, and
phase flow, for each phase and
The closed differential system is solved numerically
direction of the flow (and in use of transient flow modelling, for
the inlet and outlet process condition as boundary conditions.
The two phase correlations are applicable for process pipes. For transportation pipelines,
regarding to the profile of the pipeline, a single correlation cannot be used for the whole pipeline
profile, because the pipeline cannot be supposed as a single vertical or horizontal line, and for
each segment an appropriate correlation should be applied for calculations.
should be used, preferably to
When the presence of a free water phase is expected to play a significant role in the flow
behavior, like for example in wet gas
would occur, a three-phase simulation code should be used.
For multiphase flow system design, at preliminary or pre
simulations should be used; at
specific cases where the size of major pieces of pipeline is governed by dynamic flow behavior
of the system.
At a basic or detailed design stage, transient simulations shall be used to confirm some details of
the design, to provide data for the process control or guidelines to
Feb. 2019
35
When the presence of a free water phase is expected to play a significant role in the flow
behavior, like for example in wet gas-condensate pipeline where water-condensate segregation
phase simulation code should be used.
For multiphase flow system design, at preliminary or pre-project stage, only steady
at that stage, transient simulations will only be considered in very
e size of major pieces of pipeline is governed by dynamic flow behavior
At a basic or detailed design stage, transient simulations shall be used to confirm some details of
the design, to provide data for the process control or guidelines to develop operating procedures.
IPS-E-PI-140(2)
When the presence of a free water phase is expected to play a significant role in the flow
condensate segregation
project stage, only steady-state
that stage, transient simulations will only be considered in very
e size of major pieces of pipeline is governed by dynamic flow behavior
At a basic or detailed design stage, transient simulations shall be used to confirm some details of
develop operating procedures.
Moody (or darcy) friction factor chart
Key
moody Diagram
Transition Region
Laminar Flow
Complete Turbulence
Smooth Pipe
Friction Factor
Relative Pipe Roughness
Reynolds Number Concrete, Coarse Concrete, New Smooth
Drawn Tubing
Glass, Plastic, Perspex
Iron, Cast Sewers, Old
Steel, Mortar Lined Steel, Rusted
Steel, Structural or Forged Water Mains, Old
Feb. 2019
36
Appendix D
(Informative)
Moody (or darcy) friction factor chart
V Fluid Velocity m/s ρ Fluid Density µ Fluid Viscosity cp ε Absolute Pipe Roughness mm d Pipe Diameter mm
IPS-E-PI-140(2)
هاي مهندسي براي خطوط لوله انتقال در
IPS
هاي مهندسي براي خطوط لوله انتقال در الزامات فني و توصيه
ها ويژگي -خشكي
دومويرايش
1397بهمن
IPS-E-PI-140(2)
الزامات فني و توصيه
هاي وزارت نفت ايران است و براي استفاده در
ي شيميائي و پتروشيمي، تأسيسات انتقال و فراورش
هائي از المللي تهيه شده و شامل گزيده
از بازار همچنين براساس تجربيات صنعت نفت كشور و قابليت تأمين كالا
مواردي از . طور تكميلي و يا اصلاحي در اين استاندارد لحاظ شده است
گذاري شده براي صورت شماره هها ب
ها پذير تدوين شده است تا كاربران بتوانند نيازهاي خود را با آن
گونه موارد بايد در اين. هاي پروژه ها را پوشش ندهند
اين الحاقيه همراه با استاندارد . نمايد تهيه و پيوست نمايند
ها در اين بررسي. گردند بار مورد بررسي قرار گرفته و روزآمد مي
ها ملاك اين همواره آخرين ويرايش آن
اي كه براي نظرها و پيشنهادات اصلاحي و يا هرگونه الحاقيه
هاي فني نظرات و پيشنهادات دريافتي در كميته
.و در صورت تصويب در تجديد نظرهاي بعدي استاندارد منعكس خواهد شد
17ايران، تهران، خيابان كريمخان زند، خردمند شمالي، كوچه چهاردهم، شماره
Feb. 2019 IPS
ب
هاي وزارت نفت ايران است و براي استفاده در كننده ديدگاه منعكس )IPS(استانداردهاي نفت ايران
ي شيميائي و پتروشيمي، تأسيسات انتقال و فراورش هاي نفت، واحدها تأسيسات توليد نفت و گاز، پالايشگاه
.گاز و ساير تأسيسات مشابه تهيه شده است
المللي تهيه شده و شامل گزيده استانداردهاي نفت، براساس استانداردهاي قابل قبول بين
همچنين براساس تجربيات صنعت نفت كشور و قابليت تأمين كالا. باشد استانداردهاي مرجع مي
طور تكميلي و يا اصلاحي در اين استاندارد لحاظ شده است هداخلي و نيز برحسب نياز، مواردي ب
ها ب برگ هاي فني كه در متن استانداردها آورده نشده است در داده
.استفاده مناسب كاربران آورده شده است
پذير تدوين شده است تا كاربران بتوانند نيازهاي خود را با آن شكلي كاملاً انعطاف
هاي پروژه ها را پوشش ندهند با اين حال ممكن است تمام نيازمندي
نمايد تهيه و پيوست نمايند ها را تامين مي اي كه نيازهاي خاص آن
.مربوطه، مشخصات فني آن پروژه و يا كار خاص را تشكيل خواهند داد
بار مورد بررسي قرار گرفته و روزآمد مي استانداردهاي نفت تقريباً هر پنج سال يك
اين همواره آخرين ويرايش آناي به آن اضافه شود و بنابر ممكن است استانداردي حذف و يا الحاقيه
نظرها و پيشنهادات اصلاحي و يا هرگونه الحاقيه شود نقطه از كاربران استاندارد، درخواست مي
نظرات و پيشنهادات دريافتي در كميته. اند، به نشاني زير ارسال نمايند موارد خاص تهيه نموده
و در صورت تصويب در تجديد نظرهاي بعدي استاندارد منعكس خواهد شد
ايران، تهران، خيابان كريمخان زند، خردمند شمالي، كوچه چهاردهم، شماره
هاها و پروژه
1585886851
66153055و 88810459
88810462
IPS-E-PI-140(2)
پيش گفتار
استانداردهاي نفت ايران
تأسيسات توليد نفت و گاز، پالايشگاه
گاز و ساير تأسيسات مشابه تهيه شده است
استانداردهاي نفت، براساس استانداردهاي قابل قبول بين
استانداردهاي مرجع مي
داخلي و نيز برحسب نياز، مواردي ب
هاي فني كه در متن استانداردها آورده نشده است در داده گزينه
استفاده مناسب كاربران آورده شده است
شكلي كاملاً انعطاف ه، باستانداردهاي نفت
با اين حال ممكن است تمام نيازمندي. منطبق نمايند
اي كه نيازهاي خاص آن الحاقيه
مربوطه، مشخصات فني آن پروژه و يا كار خاص را تشكيل خواهند داد
استانداردهاي نفت تقريباً هر پنج سال يك
ممكن است استانداردي حذف و يا الحاقيه
.باشد عمل مي
از كاربران استاندارد، درخواست مي
موارد خاص تهيه نموده
و در صورت تصويب در تجديد نظرهاي بعدي استاندارد منعكس خواهد شدمربوطه بررسي
ايران، تهران، خيابان كريمخان زند، خردمند شمالي، كوچه چهاردهم، شماره
ها و پروژهاستانداردهاي طرح
1585886851: كدپستي
88810459 - 60: تلفن
88810462: دور نگار
[email protected]: پست الكترونيك
صفحه
ه
1
1
3
3
3
7
8
8
8
8
9
9
10
12
20
22
22
23
23
23
23
24
24
24
25
25
26
28
Feb. 2019 IPS
ج
فهرست مندرجات
كاربرد
تعاريف
ي
ياختصاص
يعموم
يعمليات
)يساز بهينه( ياقتصاد
يهيدروليك
يمكانيك
لوله خطوط
غيره اتصالات،
لوله
خاك و
يمسكون يها ساختمان
تأسيسات ساير
ي
لوله خط يگذار
IPS-E-PI-140(2)
عنوان
مقدمه
كاربرد ةدامن و هدف 1
يالزام مراجع 2
تعاريف و اصطلاحات 3
يعموم يها واژه 1- 3
اختصاص يهاواژه 2- 3
اختصاري علائم 4
واحدها 5
سيالات يبنددسته 6
يطراح 7
عموم ملاحظات 1- 7
عمليات الزامات 2- 7
اقتصاد حظاتملا 3- 7
هيدروليك يطراح 4- 7
مكانيك يطراح 5- 7
خطوط هاي سكير 6- 7
مواد جنس 8
اتيكل 1- 8
كالا تدارك 2- 8
لوله خط مواد 3- 8
شيرها 4- 8
اتصالات، انشعابات، 5- 8
لوله خط مسير انتخاب 9
اتيكل 1- 9
و مسير يبررس 2- 9
ساختمان با مجاورت 3- 9
ساير با مجاورت 4- 9
ياختصاص جاده 5- 9
گذار علامت و حفاظت 10
28
28
29
29
30
31
32
32
33
33
34
35
35
36
37
38
Feb. 2019 IPS
د
لوله كانال
لوله خطوط
مدفون ريغ
يخوردگ برابر
لوله خطوط
رودخانه
آهن راه و جاده
لوله خطوط ساير
نيزم يها گسل
يبحران سرعت فرمول )دهنده
يشيسا سرعت فرمول )دهنده
دروليكيهي طراحي محاسبات )دهنده
IPS-E-PI-140(2)
دفن فلسفه 10-1
كانال يهااندازه 10-2
خطوط براي مهار 10-3
لوله خطوط 10-4
در محافظت 10-5
خطوط ينشانگرها 10-6
ها تقاطع 11
رودخانه با تقاطع 11-1
جاده با تقاطع 11-2
ساير با تقاطع 11-3
گسل با تقاطع 11-4
زمين رانش 11-5
سوابق و اسناد 12
:اهتسويپ
دهنده آگاهي( الف پيوست
دهنده آگاهي( ب پيوست
دهنده آگاهي( پ پيوست
اي از متخصصين، نمايندگان و با اتفاق نظر طيف گسترده
ها و غيره ذيربط و آزمايشگاهي، سازندگان، انجمن
هاي طور سيستماتيك توسط كميته
و تأثيرگذاري آنها، نسبت به تأييد، ابطال
4بديهي است مطابق بند . شود اقدام لازم انجام مي
و فارسي متن بين اختلاف صورت
طي 1عنوان اصلاحيه شماره توسط كميته فني مربوطه بررسي و موارد تأييد شده به
و تاييد مربوطه فني كميته سطتو 1388
مربوطه فني كميته توسط 1397بهمن ماه سال
.باشد مي منسوخ
اداره كل نظام فني و اجرايي و ارزشيابي ،
استانداردها را براي هاي واجد صلاحيت هستند كه وظايف تعيين و بازنگري
Feb. 2019 IPS
ه
و با اتفاق نظر طيف گسترده 1هاي مرجع تخصصي اين استاندارد در كميته
آزمايشگاهي، سازندگان، انجمن - ها، نهادها و مراكز تحقيقاتي ، مديريت
.نفع تدوين شده است
طور سيستماتيك توسط كميته هبار ب استانداردهاي تدوين شده از سوي وزارت نفت هر پنج سال يك
و تأثيرگذاري آنها، نسبت به تأييد، ابطال مرجع تخصصي مورد بررسي قرار گرفته و با توجه به قابليت اجرايي
اقدام لازم انجام مي وزارت نفتها مطابق با مقررات جاري
صورت در. شود انجام هنگام زود تواند مي بازنگري زماني
.باشد مي ملاك انگليسي
توسط كميته فني مربوطه بررسي و موارد تأييد شده به 1383اين استاندارد در دي ماه سال
.ابلاغ گرديد
1388تير ماه سال كه در باشد مي فوق استاندارد شده بازنگري نسخه
.گرديد
بهمن ماه سال كه در باشد مي فوق استاندارد شده بازنگري نسخه
منسوخ داستاندار اين )1( ويرايش پس اين از. گردد مي ارايه )2
استانداردهاي صنعت نفت ايران
، 17خردمند شمالي، كوچه چهاردهم، شماره خيابان كريمخان زند،
، معاونت استانداردها
)021( 61623055و )021
021(
هاي واجد صلاحيت هستند كه وظايف تعيين و بازنگري هاي مرجع تخصصي استاندارد، كميته
.بر عهده دارند) هاي دولتي، خصوصي و تعاوني
IPS-E-PI-140(2)
مقدمه
اين استاندارد در كميته
، مديريتها ها، شركت سازمان
نفع تدوين شده است ذي
استانداردهاي تدوين شده از سوي وزارت نفت هر پنج سال يك
مرجع تخصصي مورد بررسي قرار گرفته و با توجه به قابليت اجرايي
ها مطابق با مقررات جاري و يا تجديدنظر آن
زماني هروش اجرايي، دور
انگليسي متن انگليسي،
:1يادآوري
اين استاندارد در دي ماه سال
ابلاغ گرديد 194بخشنامه شماره
:2يادآوري
نسخه زبانه، دو استاندارد اين
گرديد ارايه )1( ويرايش عنوان به
:3يادآوري
نسخه زبانه، دو استاندارد اين
2( ويرايش عنوان به و تاييد
استانداردهاي صنعت نفت ايران
كريمخان زند، بلوار ايران، تهران،
، معاونت استانداردهاها طرح
1585886851: كدپستي
( 88810459 - 60: تلفن
021( 88810462: گاردور ن
[email protected]: رايانامه
http://ips.mop.ir: وبگاه
هاي مرجع تخصصي استاندارد، كميته كميته -1
هاي دولتي، خصوصي و تعاوني بخش(صنعت نفت
ها ويژگي-مهندسي براي خطوط لوله انتقال در خشكي
له منظور طراحي خطوط لو هاي مهندسي به
. باشـد در خشكي و خارج از كارخانه براي انتقال سيالات هيدروكربني در صنايع نفت و گاز و پتروشيمي مـي
شود و همچنين در خصـوص مـوارد مهندسـي مربـوط بـه
و ASME B31.4سـتانداردهاي اي نشـده اسـت، الزامـات ا
. است شده داده ارجاع ها آن به الزامي
براي آن بعدي نظرهاي تجديد و ها
است، شده داده ارجاع ها ن آ به انتشار
2-1 API RP 1102, Steel pipelines crossing rail roads and highways
2-2 API 1160, Managing systems integrity for hazardous liquid pipelines
2-3 API 6 D, Specification for
2-4 API SPEC.5L, Specification for
2-5 ASME B 31.4, Pipeline transportation systems for liquid hydrocarbon and other liquids
2-6 ASME B 31.8, Gas transmission and distribution systems
2-7 BS EN ISO 18086, Corrosion of metals and alloys
criteria
2-8 EI Model code of safe practice Part 15,
flammable fluids
2-9 IPS-E-GN-100, Engineering
2-10 IPS-C-CE-112, Construction
2-11 IPS-C-PI-270, Construction
Feb. 2019 IPS
1
مهندسي براي خطوط لوله انتقال در خشكيهاي الزامات فني و توصيه
هدف و دامنة كاربرد
هاي مهندسي به هدف از تدوين اين استاندارد، تبيين حداقل الزامات فني و توصيه
در خشكي و خارج از كارخانه براي انتقال سيالات هيدروكربني در صنايع نفت و گاز و پتروشيمي مـي
شود و همچنين در خصـوص مـوارد مهندسـي مربـوط بـه ها اعمال مي تأسيساتي كه اين استاندارد درباره آن
اي نشـده اسـت، الزامـات ا هـا اشـاره خطوط لوله كه در اين استاندارد بـه آن
.باشد ملاك عمل مي
الزامي صورت به استاندارد اين متن در كه دارد وجود ضوابطي
.شوند مي محسوب استاندارد اين از جزئي ضوابط
ها اصلاحيه باشد، شده داده ارجاع انتشار تاريخ ذكر با مرجعي
انتشار تاريخ ذكر بدون كه مراجعي مورد در. نيست
.است نظر مورد ها آن بعدي هاي اصلاحيه و تجديدنظر
.است الزامي استاندارد اين اربردك براي1
pipelines crossing rail roads and highways
systems integrity for hazardous liquid pipelines
API 6 D, Specification for pipeline and piping valves
ion for line pipe
transportation systems for liquid hydrocarbon and other liquids
transmission and distribution systems
EN ISO 18086, Corrosion of metals and alloys- Determination of AC corrosion
practice Part 15, area classification code for installations
, Engineering standard for units
, Construction standard for earthworks
, Construction standard for welding of transportation pipelines
.باشد صورت اختلاف بين متن فارسي و انگليسي، متن انگليسي ملاك مي
IPS-E-PI-140(2)
الزامات فني و توصيه
هدف و دامنة كاربرد 1
هدف از تدوين اين استاندارد، تبيين حداقل الزامات فني و توصيه
در خشكي و خارج از كارخانه براي انتقال سيالات هيدروكربني در صنايع نفت و گاز و پتروشيمي مـي
تأسيساتي كه اين استاندارد درباره آن
خطوط لوله كه در اين استاندارد بـه آن
ASME B31.8 ملاك عمل مي
ع الزاميمراج 2
ضوابطي زير مراجع در
ضوابط آن ترتيب، بدين
مرجعي به كه صورتي در
آور الزام استاندارد اين
تجديدنظر آخرين همواره
براي زير مراجع از استفاده
transportation systems for liquid hydrocarbon and other liquids
Determination of AC corrosion- Protection
area classification code for installations handling
standard for welding of transportation pipelines
صورت اختلاف بين متن فارسي و انگليسي، متن انگليسي ملاك ميدر -1
2-12 IPS-C-PI-370, Construction
2-13 IPS-E-PI-240, Engineering
2-14 IPS-G-PI-280, General standard for pipe supports
2-15 IPS-M-PI-110, Material and
2-16 IPS-M-PI-150, Material standard for flanges
2-17 IPS-M-PI-130, Material and
2-18 IPS-M-PI-190, Material and
2-19 IPS-D-PI-143, Pipelines right
2-20 IPS-E-SF-100, Engineering
2-21 IPS-E-TP-270, Engineering
structures
2-22 IPS-E-TP-820, Engineering
2-23 IPS-D-TP-712, Combined
2-24 IPS-D-PI-175, Pipeline road crossing
2-25 IPS-E-EL-160, Engineering
2-26 IPS-C-PI-140, Construction
2-27 NACE MR 0175/ISO 15156
containing environments in oil and gas production
resistant materials
هـاي مـواد مـورد اسـتفاده در محـيط -صنايع نفت و گاز طبيعي
، بـا اسـتفاده از خوردگي اصول كلي انتخاب مواد مقاوم به ترك
2-28 NACE MR 0175/ISO 15156
containing environments in oil and
steels, and the use of cast iron
هـاي مـواد مـورد اسـتفاده در محـيط -صنايع نفت و گاز طبيعي
خـوردگي و اسـتفاده فولادهاي كربني و كم آلياژ مقاوم به ترك
2-29 NACE MR 0175/ISO 15156
containing environments in oil an
resistant alloys) and other alloys
هـاي مـواد مـورد اسـتفاده در محـيط -صنايع نفت و گاز طبيعي
و ساير آلياژهـاي مقـاوم ) آلياژهاي مقاوم به خوردگي
2-30 NFPA 10: “Standard for portable fire extinguishers”
Feb. 2019 IPS
2
, Construction standard for transportation pipelines (onshore) pressure testing
, Engineering standard for plant piping systems
standard for pipe supports
, Material and equipment standard for valves
standard for flanges and fittings
, Material and equipment standard for pig launching and receiving traps
, Material and equipment standard for line pipes
right-of-way
100, Engineering standard for classification of fires and fire hazard properties
, Engineering standard for protective coatings for buried and submerged steel
, Engineering standard for cathodic protection
, Combined marker and test point and bond box details
road crossing
Engineering standard for overhead transmission and distribution
, Construction standard for transportation pipelines (onshore)
ISO 15156-1, Petroleum and natural gas industries - Materials for use in H
containing environments in oil and gas production - Part 1: General principles for section of cracking
صنايع نفت و گاز طبيعي، 1393سال : 9226-1استاندارد ملي ايران شماره
(H2S اصول كلي انتخاب مواد مقاوم به ترك -1قسمت -ر توليد نفت و گازد
ISO 15156 تدوين شده است.
ISO 15156-2, Petroleum and natural gas industries - Materials for use in H
containing environments in oil and gas production - Part 2: Cracking-resistant carbon and low
صنايع نفت و گاز طبيعي، 1393سال : 9226-2استاندارد ملي ايران شماره
(H2S فولادهاي كربني و كم آلياژ مقاوم به ترك -2قسمت -در توليد نفت و گاز
.تدوين شده است ISO 15156-2: 2009، با استفاده از استاندارد
ISO 15156-3, Petroleum and natural gas industries - Materials for use in H
containing environments in oil and gas production - Part 3: Cracking-resistant CRAs (corrosion
صنايع نفت و گاز طبيعي، 1393سال : 9226-3استاندارد ملي ايران شماره
(H2S 3قسمت -در توليد نفت و گاز- CRAs )آلياژهاي مقاوم به خوردگي
.تدوين شده است ISO 15156-3: 2009، با استفاده از استاندارد
NFPA 10: “Standard for portable fire extinguishers”
IPS-E-PI-140(2)
standard for transportation pipelines (onshore) pressure testing
equipment standard for pig launching and receiving traps
standard for classification of fires and fire hazard properties
for protective coatings for buried and submerged steel
d transmission and distribution
standard for transportation pipelines (onshore)
Materials for use in H2S -
Part 1: General principles for section of cracking-
استاندارد ملي ايران شماره -يادآوري
(Sحاوي سولفيد هيدروژن
2009 :1-15156استاندارد
Materials for use in H2S -
resistant carbon and low-alloy
استاندارد ملي ايران شماره -يادآوري
(Sحاوي سولفيد هيدروژن
، با استفاده از استاندارد ها از چدن
Materials for use in H2S -
resistant CRAs (corrosion-
استاندارد ملي ايران شماره -يادآوري
(Sحاوي سولفيد هيدروژن
، با استفاده از استاندارد خوردگي به ترك
engineer
هـاي هاي مهندسـي و اجـراي پـروژه
.شود
manufacturer
كه سازنده يا توليدكننده خط لولـه و اجـزاء آن مطـابق بـا الزامـات اسـتانداردهاي
consultant
.دهند شود كه تمام يا قسمتي از طراحي و مهندسي خط لوله را انجام مي
design factor
نسبت بين تنش حلقوي ايجاد شده در خط لوله توسط فشار طراحي به حداقل تنش تسـليم مشـخص شـده
Feb. 2019 IPS
3
اصطلاحات و تعاريف
:درو كار مي در اين استاندارد، اصطلاحات و تعاريف زير به
هاي عمومي
هاي مهندسـي و اجـراي پـروژه شود كه براي نظارت بر طراحي، سرويس به شخص يا گروهي اطلاق مي
شود عنوان نماينده از طرف كارفرما تعيين مي همورد نياز و مشخص كارفرما ب
كه سازنده يا توليدكننده خط لولـه و اجـزاء آن مطـابق بـا الزامـات اسـتانداردهاي شود
.باشند مربوطه در استانداردهاي نفت ايران مي
شود كه تمام يا قسمتي از طراحي و مهندسي خط لوله را انجام مي
هاي اختصاصي
نسبت بين تنش حلقوي ايجاد شده در خط لوله توسط فشار طراحي به حداقل تنش تسـليم مشـخص شـده
IPS-E-PI-140(2)
اصطلاحات و تعاريف 3
در اين استاندارد، اصطلاحات و تعاريف زير به
هاي عمومي واژه 1- 3
3-1-1
نماينده كارفرما
به شخص يا گروهي اطلاق مي
مورد نياز و مشخص كارفرما ب
3-1-2
سازنده
شود به گروهي اطلاق مي
مربوطه در استانداردهاي نفت ايران مي
3-1-3
مشاور
شود كه تمام يا قسمتي از طراحي و مهندسي خط لوله را انجام مي به گروهي اطلاق مي
هاي اختصاصي واژه 2- 3
3-2-1
ضريب طراحي
نسبت بين تنش حلقوي ايجاد شده در خط لوله توسط فشار طراحي به حداقل تنش تسـليم مشـخص شـده
.براي جنس خط لوله
specified minimum yield stress
اين مقدار توسـط كارفرمـا ).تعريف انجمن نفت آمريكا
.نمايند
incidental pressure
افتد، مثل تغييـر ناگهـاني فشاري كه با تواتر محدود و در يك فاصله زماني محدود در يك خط لوله اتفاق مي
.كه اكثر اوقات اتفاق نيافتد
maximum allowable incidental pressure
يـك خـط لولـه ASME B 31.4و
.د در سرويس داشته باشد
maximum allowable operating pressure
ASME B31.4 بـا توانـد يك خـط لولـه مـي
Feb. 2019 IPS
4
حداقل تنش تسليم مشخص شده
specified minimum yield stress
تعريف انجمن نفت آمريكا(درصد كرنش نمايد 5/0حد تنشي كه مجموعاً توليد
نمايند پيمانكار فرعي بايد آن را ضمـانت /كننده تهيه/شود و سازنده
فشاري كه با تواتر محدود و در يك فاصله زماني محدود در يك خط لوله اتفاق مي
كه اكثر اوقات اتفاق نيافتد هاي حرارتي، در صورتي اطفشار و فشار حاصل از انبس
حداكثر فشار اتفاقي مجاز
aximum allowable incidental pressure
و ASME B 31.8حــداكثر فشــار مجازي كـه طبـــق استـــانداردهاي
د در سرويس داشته باشدتواند با تواتر محدود و در يك فاصله زماني محدو
حداكثر فشار عملياتي مجاز
aximum allowable operating pressure
ASME B31.4 و ASME B31.8حداكثر فشار مجازي كه طبق استانداردهاي
.شرايط عملياتي يكنواخت و پايدار در سرويس داشته باشد
IPS-E-PI-140(2)
3-2-2
حداقل تنش تسليم مشخص شده
SMYS
حد تنشي كه مجموعاً توليد
شود و سازنده مشخص مي
3-2-3
فشار اتفاقي
فشاري كه با تواتر محدود و در يك فاصله زماني محدود در يك خط لوله اتفاق مي
فشار و فشار حاصل از انبس
3-2-4
حداكثر فشار اتفاقي مجاز
MAIP
حــداكثر فشــار مجازي كـه طبـــق استـــانداردهاي
تواند با تواتر محدود و در يك فاصله زماني محدو مي
3-2-5
حداكثر فشار عملياتي مجاز
MAOP
حداكثر فشار مجازي كه طبق استانداردهاي
شرايط عملياتي يكنواخت و پايدار در سرويس داشته باشد
flammable fluid
.باشد
stable fluid
-IPS-E-SFبـه اسـتاندارد (پذيري آن صفر باشـد
toxic fluid
.است و خيلي سمي
flow line
براي انتقال سيال هيدروكربني فـراورش نشـده و سـاير سـيالات
برداري و يا تا شير اطمينـان سـطح
transmission line
براي انتقال سيال هيدروكربني فراورش شـده يـا سـيالات
د هيدروكربني بين شير مسدود كننده اصلي لوله خروجي از واحدها و شير مسـدود كننـده اصـلي
Feb. 2019 IPS
5
باشد C 100° ها كمتر از كه دماي نقطه اشتعال آن شود
پذيري آن صفر باشـد شماره درجه واكنش NFPA 10 سيالي كه طبق استاندارد
و خيلي سمي ي سمي، سميصورت كم هبندي شده ب شامل تمام سيالات دسته
براي انتقال سيال هيدروكربني فـراورش نشـده و سـاير سـيالات كه ) همراه با اتصالات و شيرها
برداري و يا تا شير اطمينـان سـطح بهره له سنگ تا فلنج ورودي چندراهه در واحداز فلنج خروجي ت
.رود كار مي كننده سر چاهي به
براي انتقال سيال هيدروكربني فراورش شـده يـا سـيالات كه ) ها و شيرها همراه با اتصالات، تله
د هيدروكربني بين شير مسدود كننده اصلي لوله خروجي از واحدها و شير مسـدود كننـده اصـلي
.رود كار مي به ها ي ورودي به ساير واحدها و چاه
IPS-E-PI-140(2)
3-2-6
القابل اشتعسيال
شود اطلاق مي سياليبه
3-2-7
سيال پايدار
سيالي كه طبق استاندارد
).مراجعه شود 100
3-2-8
سيال سمي
شامل تمام سيالات دسته
3-2-9
خط جرياني
همراه با اتصالات و شيرها( اي خط لوله
از فلنج خروجي ت ،مخازن
كننده سر چاهي به الارضي تفكيك
3-2-10
خط انتقال
همراه با اتصالات، تله( اي خط لوله
د هيدروكربني بين شير مسدود كننده اصلي لوله خروجي از واحدها و شير مسـدود كننـده اصـلي حاوي موا
ي ورودي به ساير واحدها و چاهها لوله
main oil line (oil trunk line)
مسـدود كننـده اصـلي لولـه خروجـي نفـت از واحـد
تصـالات و اما بدون لوله، شيرها، ا ،و شير مسدود كننده اصلي لوله هاي ورودي به پايانه نفت خام
.قرار دارد ،هاي تقويت فشار
gas transmission line (gas trunk line)
كننده گاز خروجي واحد گاز طبيعي مايع
كننده لوله ورودي به پايانه پخش و يا محوطه
كننـده ورودي و خروجـي به استثناء لوله و اتصالات و شيرها و غيره بين شـيرهاي مسـدود
ethylene and ethane transmission line
جملـه از پتروشـيمي حـدهاي وا خـوراك
.شود مي استفاده پليمرها از وسيعي
gas gathering line
ي بين شير مسدود كننده گاز خروجي جدا كننده سر چاه
كننده گاز ورودي واحد گاز طبيعي مايع شده يا خط ورودي
Feb. 2019 IPS
6
)شاه لوله نفت(خط انتقال اصلي نفت
مسـدود كننـده اصـلي لولـه خروجـي نفـت از واحـد بـين شـير كه ) همراه با اتصالات و شيرها
و شير مسدود كننده اصلي لوله هاي ورودي به پايانه نفت خام
هاي تقويت فشار كننده ورودي و خروجي ايستگاهغيره، بين شيرهاي مسدود
)ازشاه لوله گ(
gas transmission line (gas trunk line)
كننده گاز خروجي واحد گاز طبيعي مايع بين شير مسدود كه )ها و شيرها همراه با اتصالات، تله
كننده لوله ورودي به پايانه پخش و يا محوطه شده يا پالايشگاه گاز يا ايستگاه تقويت فشار گاز و شير مسدود
به استثناء لوله و اتصالات و شيرها و غيره بين شـيرهاي مسـدود
.، قرار داردهاي تقويت فشار
خط انتقال اتيلن و اتان
ethylene and ethane transmission line
خـوراك تـأمين بـراي كـه ) ها و شـيرها همراه با اتصالات، تله
وسيعي طيف اتان براي توليد و اتيلن انتقال منظور اولفيني كه به
بين شير مسدود كننده گاز خروجي جدا كننده سر چاه كه )ها و شيرها همراه با اتصالات، تله
كننده گاز ورودي واحد گاز طبيعي مايع شده يا خط ورودي و شير مسدود) يا مجتمع جدا كننده سر چاهي
.، قرار دارد
IPS-E-PI-140(2)
3-2-11
خط انتقال اصلي نفت
همراه با اتصالات و شيرها( اي خط لوله
و شير مسدود كننده اصلي لوله هاي ورودي به پايانه نفت خام يبردار بهره
غيره، بين شيرهاي مسدود
3-2-12
(خط انتقال اصلي گاز
همراه با اتصالات، تله( اي خط لوله
شده يا پالايشگاه گاز يا ايستگاه تقويت فشار گاز و شير مسدود
به استثناء لوله و اتصالات و شيرها و غيره بين شـيرهاي مسـدود ،كنندگان مصرف
هاي تقويت فشار اصلي ايستگاه
3-2-13
خط انتقال اتيلن و اتان
همراه با اتصالات، تله( اي خط لوله
اولفيني كه به واحدهاي
3-2-14
خط جمع آوري گاز
همراه با اتصالات، تله( اي خط لوله
يا مجتمع جدا كننده سر چاهي(
، قرار داردبرداري گاز واحد بهره
NGL line
ايع شده گاز طبيعي م بين شير مسدود كننده لوله خروجي واحد
كننده لوله ورودي به پايانه پخش گاز طبيعي مايع شده يا واحد گاز نفتي مايع شده يا محوطه
injection line
بين شير مسدود كننده لوله خروجي واحد تزريـق گـاز و
.رود كار مي به شير مسدود كننده سر چاهي به منظور انتقال سيال مورد نياز براي فشار افزايي چاه
waste water line (salt water, sour water
فرآورشـي و شـير بين شير مسدود كننـده لولـه خروجـي واحـد
.شود ، استفاده ميمنظور انتقال سيالات زائد آلوده به مواد هيدروكربني به چاه
Diameter Nominal
Liquefied Petroleum Gas
Natural Gas Liquids
Nominal Pipe Size
Reynolds
Raised Face
International System of Unites
Specified Minimum Yield Stress
Feb. 2019 IPS
7
خط گاز طبيعي مايع شده
بين شير مسدود كننده لوله خروجي واحدكه ) همراه با اتصالات و شيرها
كننده لوله ورودي به پايانه پخش گاز طبيعي مايع شده يا واحد گاز نفتي مايع شده يا محوطه
.، قرار دارد
بين شير مسدود كننده لوله خروجي واحد تزريـق گـاز و كه )همراه با اتصالات، تله ها و شيرها
شير مسدود كننده سر چاهي به منظور انتقال سيال مورد نياز براي فشار افزايي چاه
)و غيرهآب نمكي، آب ترش
aste water line (salt water, sour water, etc.)
بين شير مسدود كننـده لولـه خروجـي واحـد كه ) همراه با اتصالات و شيرها
منظور انتقال سيالات زائد آلوده به مواد هيدروكربني به چاه مسدود كننده سر چاهي به
علائم اختصاري
DN قطر اسمي
LPG گاز نفتي مايع شده
NGL هگاز طبيعي مايع شد
NPS اندازه اسمي لوله
Re عدد رينولدز
RF سطح برجسته
System of Unites SI بين المللي واحدها
Specified Minimum Yield Stress SMYS حداقل تنش تسليم مشخص شده
IPS-E-PI-140(2)
3-2-15
خط گاز طبيعي مايع شده
همراه با اتصالات و شيرها( اي خط لوله
كننده لوله ورودي به پايانه پخش گاز طبيعي مايع شده يا واحد گاز نفتي مايع شده يا محوطه و شير مسدود
، قرار داردكنندگان مصرف
3-2-16
تزريقخط
همراه با اتصالات، تله ها و شيرها( اي خط لوله
شير مسدود كننده سر چاهي به منظور انتقال سيال مورد نياز براي فشار افزايي چاه
3-2-17
آب نمكي، آب ترش (خط پساب
همراه با اتصالات و شيرها( اي خط لوله
مسدود كننده سر چاهي به
علائم اختصاري 4
گاز نفتي مايع شده
گاز طبيعي مايع شد
بين المللي واحدها سيستم
حداقل تنش تسليم مشخص شده
Maximum Allowable Incidental Pressure
Maximum Allowable Operating Pressure
Environmental Impact Assessment
باشـد، مگـر مـي IPS-E-GN-100، منطبق با استاندارد
قرار 1ها، در يكي از چهار دسته جدول
مثال
سيالات پايه آبي، دوغابسيال غيرقابل اشتعال و غير سمي و پايدار كه در دماي محيط و فشار
نفت خام پايدار، گازوئيل، متانولسيال قابل اشتعال يا سمي يا غير پايدار كه در دماي محيط و فشار اتمسفر
ازت، گاز كربنيك، آرگون، هواسيال غيرقابل اشتعال، غير سمي و پايدار كه در دماي محيط و فشار اتمسفر
هيدروژن، اتان، اتيلن، گاز
پروپان و (طبيعي، گاز نفتي مايع
، آمونياك، كلر)بوتان
ا سمي يا غير پايدار كه در دماي محيط و فشار اتمسفر
.اين استاندارد مراجعه شود
ها ارجـاع شـده اسـت و ساير استانداردها كه به آن
اند بايد براي طراحي خط لوله مورد استفاده قـرار گيرنـد كـه در آن توصـيه
شود كه الزامات و شرايط عملياتي، سهولت بازرسي، تعميرات و نگهداري، شرايط محيطي، الزامات ايمنـي،
Feb. 2019 IPS
8
ental Pressure MAIP حداكثر فشار اتفاقي مجاز
Maximum Allowable Operating Pressure MAOP حداكثر فشار عملياتي مجاز
Impact Assessment EIA رات زيست محيطي
، منطبق با استاندارد (SI)ها يكاالمللي بين سيستماين استاندارد، برمبناي
.آنكه در متن استاندارد به واحد ديگري اشاره شده باشد
بندي سيالات
ها، در يكي از چهار دسته جدول يابند بسته به خطرساز بودن آن سيالاتي كه با خط لوله انتقال مي
بندي سيالات دسته -1جدول
شرح
سيال غيرقابل اشتعال و غير سمي و پايدار كه در دماي محيط و فشار
باشد صورت مايع مي اتمسفر به
سيال قابل اشتعال يا سمي يا غير پايدار كه در دماي محيط و فشار اتمسفر
باشد مايع مي
سيال غيرقابل اشتعال، غير سمي و پايدار كه در دماي محيط و فشار اتمسفر
باشد صورت گاز يا مخلوطي از گاز و مايع مي
ا سمي يا غير پايدار كه در دماي محيط و فشار اتمسفر سيال قابل اشتعال ي
باشد صورت گاز يا مخلوطي از گاز و مايع مي
اين استاندارد مراجعه شود 2-3براي تعريف سيالات قابل اشتعال، پايدار و سمي به زيربنـد
ملاحظات عمومي
ASME B31.8 وASME B31.4 ساير استانداردها كه به آنو
اند بايد براي طراحي خط لوله مورد استفاده قـرار گيرنـد كـه در آن توصـيه توسط اين استاندارد تكميل شده
شود كه الزامات و شرايط عملياتي، سهولت بازرسي، تعميرات و نگهداري، شرايط محيطي، الزامات ايمنـي،
IPS-E-PI-140(2)
حداكثر فشار اتفاقي مجاز
حداكثر فشار عملياتي مجاز
رات زيست محيطيارزيابي اث
واحدها 5
اين استاندارد، برمبناي
آنكه در متن استاندارد به واحد ديگري اشاره شده باشد
بندي سيالات دسته 6
سيالاتي كه با خط لوله انتقال مي
.گيرند مي
دسته
سيال غيرقابل اشتعال و غير سمي و پايدار كه در دماي محيط و فشار
اتمسفر بهA
سيال قابل اشتعال يا سمي يا غير پايدار كه در دماي محيط و فشار اتمسفر
مايع مي صورت به B
سيال غيرقابل اشتعال، غير سمي و پايدار كه در دماي محيط و فشار اتمسفر
صورت گاز يا مخلوطي از گاز و مايع مي به C
سيال قابل اشتعال ي
صورت گاز يا مخلوطي از گاز و مايع مي به D
براي تعريف سيالات قابل اشتعال، پايدار و سمي به زيربنـد -يادآوري
طراحي 7
ملاحظات عمومي 7-1
ASME B31.8هاي مربوطه از بخش
توسط اين استاندارد تكميل شده
شود كه الزامات و شرايط عملياتي، سهولت بازرسي، تعميرات و نگهداري، شرايط محيطي، الزامات ايمنـي، مي
هاي بعدي بـراي تمـام دوره ي و فصلي و نيز تغييرات و توسعه
.زماني اجراي پروژه خط لوله و مدت زمان در سرويس قرار نگرفتن آن بعد از اتمام پروژه در نظر گرفته شوند
، بازرسي و تعميـرات و نگهـداري كشي مربوط به آن بايد نيازهاي عملياتي
ريـزي شـده كـه از قبـل بـا در مدت زمان پيش بيني شده براي عمر خط لوله و نيز معيارها و شرايط برنامـه
ميـزان حضـور افـراد، پـايش . مسئولين عملياتي و تعميرات و نگهداري توافق شده است، در نظر گرفته شـود
ليات از راه دور، ارتباطات، دسترسي به جـاده اختصاصـي،
نياز به مسيرهاي فرعي براي اجزايي كه نياز به تعميرات منظم بدون از سرويس خارج كردن خط لوله دارنـد،
ه خـط الزامات براي پـايش يكپارچ ـ
(SCADA)بايـد در مرحلـه طراحـي 1
هاي متعددي وجود داشته باشد، براي تعيين مشخصات طراحي
ترين هزينه ممكـن، يـك بررسـي هترين روش و پايين
هاي ايمنـي و اهميـت علاوه بر عواملي كه اثرات مهمي در كاهش هزينه و ريسك
هاي اقتصادي ذكر شده موارد زير نيز در نظر گرفتـه
هاي جريان، جنس مواد و غيره؛
هاي تقويت فشار، با توجه لازم به ساير تسهيلات مورد نياز براي عمليات و تعميرات و
احتمالي و ملاحظات مقتضي به هاي
.العبور، مناطق باتلاقي و غيره هاي مختلف، مناطق صعب
1- Supervisory control and data aquisition
Feb. 2019 IPS
9
ي و فصلي و نيز تغييرات و توسعهشناس خاكهوا، شرايط محل جغرافيايي، آب و
زماني اجراي پروژه خط لوله و مدت زمان در سرويس قرار نگرفتن آن بعد از اتمام پروژه در نظر گرفته شوند
الزامات عملياتي
كشي مربوط به آن بايد نيازهاي عملياتي در طراحي خط لوله و سيستم لوله
در مدت زمان پيش بيني شده براي عمر خط لوله و نيز معيارها و شرايط برنامـه
مسئولين عملياتي و تعميرات و نگهداري توافق شده است، در نظر گرفته شـود
ليات از راه دور، ارتباطات، دسترسي به جـاده اختصاصـي، شرايط خط لوله و سيستم نگهداري آن، اجراي عم
نياز به مسيرهاي فرعي براي اجزايي كه نياز به تعميرات منظم بدون از سرويس خارج كردن خط لوله دارنـد،
الزامات براي پـايش يكپارچ ـ . شود ها در زمان طراحي توصيه مي ن عواملي هستند كه توجه خاص به آ
(SCADA)يابي، كنترل نظارتي و كسب اطلاعات ردگي، نشت
)سازي بهينه(ملاحظات اقتصادي
هاي متعددي وجود داشته باشد، براي تعيين مشخصات طراحي وقتي كه براي طراحي و نصب خط لوله روش
هترين روش و پايينبهينه مطابق با نيازهاي عملياتي با دقت فني بالا و با ب
علاوه بر عواملي كه اثرات مهمي در كاهش هزينه و ريسك. اقتصادي بايد انجام پذيرد
هاي اقتصادي ذكر شده موارد زير نيز در نظر گرفتـه شود كه در بررسي محيطي دارند، توصيه مي
هاي جريان، جنس مواد و غيره؛ ارهاي عملياتي، سرعتلف لوله، فش
هاي تقويت فشار، با توجه لازم به ساير تسهيلات مورد نياز براي عمليات و تعميرات و فواصل بين ايستگاه
هاي تقويت فشار؛
هاي سكيرها و ها، حالات ويژه، آسيب مسيرهاي جايگزين و مشكلات آن
طي هر مرحله از دوره عمر خط لوله؛اثرات متقابل خط لوله با محيط در
هاي مختلف، مناطق صعب خصوص در تقاطع هاي مختلف اجرايي به
upervisory control and data aquisition
IPS-E-PI-140(2)
محل جغرافيايي، آب و
زماني اجراي پروژه خط لوله و مدت زمان در سرويس قرار نگرفتن آن بعد از اتمام پروژه در نظر گرفته شوند
الزامات عملياتي 7-2
در طراحي خط لوله و سيستم لوله
در مدت زمان پيش بيني شده براي عمر خط لوله و نيز معيارها و شرايط برنامـه
مسئولين عملياتي و تعميرات و نگهداري توافق شده است، در نظر گرفته شـود
شرايط خط لوله و سيستم نگهداري آن، اجراي عم
نياز به مسيرهاي فرعي براي اجزايي كه نياز به تعميرات منظم بدون از سرويس خارج كردن خط لوله دارنـد،
عواملي هستند كه توجه خاص به آ
ردگي، نشتلوله نظير پايش خو
.تعيين گردند
ملاحظات اقتصادي 7-3
وقتي كه براي طراحي و نصب خط لوله روش
بهينه مطابق با نيازهاي عملياتي با دقت فني بالا و با ب
اقتصادي بايد انجام پذيرد
محيطي دارند، توصيه مي زيستاثرات
:شوند
لف لوله، فشقطرهاي مخت -الف
فواصل بين ايستگاه -ب
هاي تقويت فشار؛ نگهداري ايستگاه
مسيرهاي جايگزين و مشكلات آن -پ
اثرات متقابل خط لوله با محيط در
هاي مختلف اجرايي به روش -ت
تـوان بـا اسـتفاده از هـاي مختلـف را مـي
با وجود انطباق كلي معـادلات و .انجام داد
توصـيه تجربيات واقعي در ضمن عمليات براي محاسبه افت فشار،
اسـباتي هـاي مح كه مشخصات سيال كـاملاً شـناخته شـده اسـت، روش
كـار رود تـا اي با قطر، مشخصات سيال و مقدار جريان داده شده، بايد يك تحليـل هيـدروليكي بـه
پروفيل فشار و دما در طول خـط لولـه در
شرايط حالت پايدار و گذرا و در هر دو فصل تابستان و زمسـتان و بـا در نظـر گـرفتن تغييـرات احتمـالي در
منظور پرهيز از رسوب موم يا آب يـا سـاير
ازي يـا در نقـاط دستي خطـوط دو ف ـ
وي جداره لوله،اتصـالات و هاي كاويتاسيون و سايش ر
.يندآوري آب و ساير مواد خورنده كه ممكن است در خط رسوب نما
. انتخاب شود m/s 2 تا m/s 1 هاي حاوي مايعات سرعت متوسط نرمال جريان بين
حتي به مقدار كم (فاز آب جدا شده
منظور پرهيز از تشكيل قطرات آب كه ممكن است توليد شرايط
Feb. 2019 IPS
10
طراحي هيدروليكي
ملاحظات عمومي
هـاي مختلـف را مـي اي خطوط لولـه در سـرويس محاسبات مقدار جريان و افت فشار بر
انجام دادالف تا ت پيوستو بند هاي بيان شده در اين زير
تجربيات واقعي در ضمن عمليات براي محاسبه افت فشار، با نتايج بندهاي ارائه شده در اين زير
كه مشخصات سيال كـاملاً شـناخته شـده اسـت، روش شود در حالات خاص و در جايي
.تري مد نظر قرار داد
اي با قطر، مشخصات سيال و مقدار جريان داده شده، بايد يك تحليـل هيـدروليكي بـه
پروفيل فشار و دما در طول خـط لولـه در كننده محدوده قابل قبول پارامترهاي عملياتي را بدهد كه مشخص
شرايط حالت پايدار و گذرا و در هر دو فصل تابستان و زمسـتان و بـا در نظـر گـرفتن تغييـرات احتمـالي در
.هاي عملياتي در عمر خط لوله باشد ها و وضعيت
:دهد هاي زير ارائه مي اين تحليل هيدروليكي اطلاعاتي در زمينه
ر در ضمن بسته شدن آني خطوط مايع؛
منظور پرهيز از رسوب موم يا آب يـا سـاير كاري به ها يا لزوم عايق محدوده حداقل مقدار جريان و بازدارنده
هاي خوردگي؛ روي كارآيي بازدارنده
دستي خطـوط دو ف ـ خصوص در انتهاي پايين هنياز به جداسازي مايعات و يا كنترل لجن ب
هاي كاويتاسيون و سايش ر وجود آمدن پديده هاثر دامنه بالاي سرعت جريان و ب
آوري آب و ساير مواد خورنده كه ممكن است در خط رسوب نما الزامات تميزكاري براي جمع
هاي سرعت
هاي حاوي مايعات سرعت متوسط نرمال جريان بين شود كه در لوله
فاز آب جدا شده بايد اجتناب نمود و در خطوط داراي m/s4 هاي عملياتي بالاي
منظور پرهيز از تشكيل قطرات آب كه ممكن است توليد شرايط به( m/s 1 سرعت عملياتي كمتر از
.شود توصيه نمي
IPS-E-PI-140(2)
طراحي هيدروليكي 7-4
ملاحظات عمومي 7-4-1
محاسبات مقدار جريان و افت فشار بر
هاي بيان شده در اين زير ها و روش فرمول
هاي ارائه شده در اين زير روش
شود در حالات خاص و در جايي مي
تري مد نظر قرار داد دقيق
اي با قطر، مشخصات سيال و مقدار جريان داده شده، بايد يك تحليـل هيـدروليكي بـه براي لوله
محدوده قابل قبول پارامترهاي عملياتي را بدهد كه مشخص
شرايط حالت پايدار و گذرا و در هر دو فصل تابستان و زمسـتان و بـا در نظـر گـرفتن تغييـرات احتمـالي در
ها و وضعيت جريانمقادير
اين تحليل هيدروليكي اطلاعاتي در زمينه
ر در ضمن بسته شدن آني خطوط مايع؛غيير ناگهاني فشات -
محدوده حداقل مقدار جريان و بازدارنده -
ها؛ ناخالصي
روي كارآيي بازدارندهاثر مقادير جريان -
نياز به جداسازي مايعات و يا كنترل لجن ب -
داراي فشار پايين؛
اثر دامنه بالاي سرعت جريان و ب -
شيرآلات؛
الزامات تميزكاري براي جمع -
هاي سرعت محدوديت 7-4-2
شود كه در لوله توصيه مي
هاي عملياتي بالاي از سرعت
سرعت عملياتي كمتر از) 1% مثل
توصيه نمي) خورنده نمايد
و در شـرايط خـاص عمليـاتي 10
كننده تعيين ،كه سايش براي سيالاتي كه حاوي ذرات جامد هستند، جايي
.باشداجباري
پيوسـت (شـود تواند بدست آورد سرعت بحراني يا صـوتي ناميـده مـي
.اوز ننمايد
.توان مطابق پيوست ب محاسبه نمود
گردد كه سرعت سيال را كم نمود و يـا در جايي كه احتمال وجود شن يا ساير ذرات ساينده وجود دارد؛ توصيه مي
بايد سرعتي را انتخاب نمود كه سيال داراي يك
يا به اضـافه 10%معادل حداكثر فشار كاري به اضافه
.هر كدام كه بيشتر است، در نظر گرفته شود؛ مگر آنكه كارفرما بنابر شرايط معيار ديگري را بپذيرد
پـذيري خـواص د تأثيرباي ـ) سيالات تك فاز
پـذيري گرانـروي و طور مثـال تأثير
در خصوص خطوط تك فاز مايع يا گاز، نرم افزارهاي معتبري وجود دارند كه نـه تنهـا بـا اسـتفاده از روابـط
دهند بلكه تغييـرات خـواص فيزيكـي سـيال را نيـز در محاسـبات
هاي مبتني بـر مـدل هيـدروليكي محاسـباتي عـددي
هاي دوفازي اجتنـاب كـرده و حاسبات جريان
هاي تخميني براي طراحي هيدروليكي خطوط لوله آورده شده
از سـرعت سايشـي سرعت جريان كه كمتـر
شـود كـه همچنين توصيه مـي ). ملاحظه شود
هاي تقويت فشار جهت تعيين سرعت بهينـه سـيال در طـول مسـير، در
Feb. 2019 IPS
11
m/sتـا m/s 5 خطوط گاز انتخاب سرعت متوسط نرمال جريـان بـين
براي سيالاتي كه حاوي ذرات جامد هستند، جايي. شود توصيه مي
اجباري m/s 5 هاي كمتر از باشد، ممكن است انتخاب سرعت
تواند بدست آورد سرعت بحراني يا صـوتي ناميـده مـي پذير مي حداكثر سرعتي كه يك سيال تراكم
اوز ننمايدشود كه تحت هيچ شرايطي سرعت عملياتي از نصف سرعت بحراني تج
توان مطابق پيوست ب محاسبه نمود شود، سرعت سايشي را مي در جايي كه مخلوطي از گاز و مايع منتقل مي
در جايي كه احتمال وجود شن يا ساير ذرات ساينده وجود دارد؛ توصيه مي
.ا كاهش ميزان سايش استفاده نموداي براي پرهيز ي
بايد سرعتي را انتخاب نمود كه سيال داراي يك ) خطوط طويل با تغييرات ارتفاع خصوص در هب(به هر حال در خطوط دو فازي
.رژيم جرياني مناسب با حداقل افت فشار در طول خط باشد
معادل حداكثر فشار كاري به اضافه شود كه فشار طراحي خط لوله حداقل طور كلي توصيه مي
هر كدام كه بيشتر است، در نظر گرفته شود؛ مگر آنكه كارفرما بنابر شرايط معيار ديگري را بپذيرد
افت فشار محاسبات هيدروليكي
سيالات تك فاز(گاز هاي مايع يا براي جرياندر محاسبات هيدروليكي افت فشار
طور مثـال تأثير به(شود فيزيكي سيال در شرايط مختلف، جهت استفاده در روابط تعيين
).چگالي سيال با تغيير دما در طول مسير انتقال
در خصوص خطوط تك فاز مايع يا گاز، نرم افزارهاي معتبري وجود دارند كه نـه تنهـا بـا اسـتفاده از روابـط
دهند بلكه تغييـرات خـواص فيزيكـي سـيال را نيـز در محاسـبات محاسبات هيدروليكي را انجام مي
.گيرند هيدروليكي در نظر مي
هاي مبتني بـر مـدل هيـدروليكي محاسـباتي عـددي در خصوص خطوط سيالات دو فازي، استفاده از روش
حاسبات جريانها در م بنابراين بايد از معادلات تجربي و تقريب
.شود مي معتبر توصيهافزارهاي
هاي تخميني براي طراحي هيدروليكي خطوط لوله آورده شده بندي فرمول طور خلاصه دسته
:مد نظر قرار دادبايد شرح زير را ، موارد به
سرعت جريان كه كمتـر مبناي اوليه محاسبه قطر لوله بر اساس شود كه
ملاحظه شود 2-4-7بند زيرتوضيح (شود تعيين گردد
هاي تقويت فشار جهت تعيين سرعت بهينـه سـيال در طـول مسـير، در ملاحظات اقتصادي و تعداد ايستگاه
.نظر گرفته شوند
IPS-E-PI-140(2)
خطوط گاز انتخاب سرعت متوسط نرمال جريـان بـين در
توصيه مي m/s 20 مستمر تا
باشد، ممكن است انتخاب سرعت ت ميحداكثر سرع
حداكثر سرعتي كه يك سيال تراكم -1يادآوري
شود كه تحت هيچ شرايطي سرعت عملياتي از نصف سرعت بحراني تج توصيه مي). الف
در جايي كه مخلوطي از گاز و مايع منتقل مي -2يادآوري
در جايي كه احتمال وجود شن يا ساير ذرات ساينده وجود دارد؛ توصيه مي -3يادآوري
اي براي پرهيز ي از مواد ويژه
به هر حال در خطوط دو فازي
رژيم جرياني مناسب با حداقل افت فشار در طول خط باشد
طور كلي توصيه مي هب -4يادآوري
kpa350 هر كدام كه بيشتر است، در نظر گرفته شود؛ مگر آنكه كارفرما بنابر شرايط معيار ديگري را بپذيرد
محاسبات هيدروليكي 7-4-3
در محاسبات هيدروليكي افت فشار
فيزيكي سيال در شرايط مختلف، جهت استفاده در روابط تعيين
چگالي سيال با تغيير دما در طول مسير انتقال
در خصوص خطوط تك فاز مايع يا گاز، نرم افزارهاي معتبري وجود دارند كه نـه تنهـا بـا اسـتفاده از روابـط
محاسبات هيدروليكي را انجام مي مناسب
هيدروليكي در نظر مي
در خصوص خطوط سيالات دو فازي، استفاده از روش
بنابراين بايد از معادلات تجربي و تقريب. شود ميتوصيه
افزارهاي استفاده از نرم
طور خلاصه دسته در پيوست ج به
.است
، موارد بهزيربند در اين
شود كه توصيه مي -الف
شود تعيين گردد سيال نگه داشته مي
ملاحظات اقتصادي و تعداد ايستگاه
نظر گرفته شوند طراحي در
نفت از گاز كه باشند طوري طراحي در خط لوله بايد
شود كه انبساط و انقباض حرارتي مايع ناشي از تغييرات
اي تعيين گردد كه مانع از تبخير سيال
هـاي گـاز طبيعـي برداري يا كارخانه
ازي در محاسبات افت فشـار در نظـر
بايستي اثرات جمع شدن مايعات در نقاط تحتاني خطوط لوله و در صورت لزوم و مجاز
فاده از توپك لازم بـه اي خطوط لوله از مايعات يا ساير رسوبات است
منظور افزايش قابليت تحمل سيستم خط لوله، اثرات افزايش فشار ناشي از تراكم گاز در
.رد بررسي قرار گيرندگردند مو
بنـابراين . پـذير اسـت درخطوط انتقال اتيلن و اتان، كاهش دماي سيال به مقادير زير دماي بحراني امكان
بايد در طراحي خط لوله شرايط عملياتي طوري تعيين شود كه در دماهاي كمتـر از دمـاي بحرانـي، جريـان
ASME B 31.4 و الزامـات اضـافي ايـن
ASME B31.8 و الزامات اضافي اين اسـتاندارد
ASME B 31.4 بحث شـده اسـت امـا طبـق
قلولـه حـاوي ايـن سـيالات طب ـ شـود خطـوط
Feb. 2019 IPS
12
طراحي در خط لوله بايد پارامترهاي ساير همينطور و جريان
شود كه انبساط و انقباض حرارتي مايع ناشي از تغييرات در خطوط لوله گاز طبيعي مايع شده توصيه مي
اي تعيين گردد كه مانع از تبخير سيال گونه تمام نقاط مسير بايد بههمچنين فشار در .
.و تشكيل جريان دو فازي در خط لوله شود
برداري يا كارخانه هاي سرچاهي و واحدهاي بهره آوري گاز بين جداكننده
ازي در محاسبات افت فشـار در نظـر مايع شده ممكن است حاوي مايعاتي باشند و بايستي اثرات جريان دو ف
بايستي اثرات جمع شدن مايعات در نقاط تحتاني خطوط لوله و در صورت لزوم و مجاز
.بودن تله جداكننده مايع نيز در طراحي در نظر گرفته شوند
اي خطوط لوله از مايعات يا ساير رسوبات است كاري دورهاگر در ضمن عمليات تميز
.راني در نظر گرفته شود نظر برسد بايد فشار اضافي مورد نياز براي توپك
منظور افزايش قابليت تحمل سيستم خط لوله، اثرات افزايش فشار ناشي از تراكم گاز در
گردند مو خط لوله بدون در نظر گرفتن مقاطعي كه باعث تقليل فشار طراحي مي
درخطوط انتقال اتيلن و اتان، كاهش دماي سيال به مقادير زير دماي بحراني امكان
بايد در طراحي خط لوله شرايط عملياتي طوري تعيين شود كه در دماهاي كمتـر از دمـاي بحرانـي، جريـان
.دوفازي در خط لوله تشكيل نشود
مكانيكي
ملاحظات عمومي
)Bهاي دسته سيال(ها نامه كاربرد آئين
ASME B 31.4شود خطوط لوله حاوي سيالات دسته ب طبق اسـتاندارد
.استاندارد طراحي و ساخته شوند
)Dو Cهاي دسته سيال(كاربرد قوانين
ASME B31.8طبق استاندارد بايد D يا Cحاوي سيالات دسته
.
ASME B 31.4اگر چه درباره گاز نفتي مايع شده و آمونياك بدون آب در استاندارد
شـود خطـوط مـي انـد، بنـابراين توصـيه قرار گرفته "D"بندي ها جزء دسته
.طراحي شوند
IPS-E-PI-140(2)
جريان خط در فشار افت -ب
.نشود جدا
در خطوط لوله گاز طبيعي مايع شده توصيه مي -پ
دما در نظر گرفته شود
و تشكيل جريان دو فازي در خط لوله شود
آوري گاز بين جداكننده خطوط جمع -ت
مايع شده ممكن است حاوي مايعاتي باشند و بايستي اثرات جريان دو ف
همچنين. گرفته شوند
بودن تله جداكننده مايع نيز در طراحي در نظر گرفته شوند
اگر در ضمن عمليات تميز -ث
نظر برسد بايد فشار اضافي مورد نياز براي توپك
منظور افزايش قابليت تحمل سيستم خط لوله، اثرات افزايش فشار ناشي از تراكم گاز در شود به توصيه مي -ج
خط لوله بدون در نظر گرفتن مقاطعي كه باعث تقليل فشار طراحي مي
درخطوط انتقال اتيلن و اتان، كاهش دماي سيال به مقادير زير دماي بحراني امكان -چ
بايد در طراحي خط لوله شرايط عملياتي طوري تعيين شود كه در دماهاي كمتـر از دمـاي بحرانـي، جريـان
دوفازي در خط لوله تشكيل نشود
مكانيكي طراحي 7-5
ملاحظات عمومي 7-5-1
كاربرد آئين 7-5-1-1
شود خطوط لوله حاوي سيالات دسته ب طبق اسـتاندارد توصيه مي
استاندارد طراحي و ساخته شوند
كاربرد قوانين 7-5-1-2
حاوي سيالات دسته خطوط لوله
.طراحي و ساخته شوند
اگر چه درباره گاز نفتي مايع شده و آمونياك بدون آب در استاندارد -1يادآوري
ها جزء دسته اين استاندارد آن
ASME B 31.8 طراحي شوند
در طراحـي درنظـر SMYSمقدار 50 %
IPS-C انجام شود.
هـا قابـل ن هاي مناسب از داخـل آ
هـاي عمليـاتي نـد و يـا داراي محـدوديت
رانـي بـر هاي توپـك شود كه فاصله ايستگاه
ها باشد بيني مقدار فرسايش توپك، مقدار مواد جامد جمع شده كه توپك قادر به حركت دادن آن
توصـيه . هاي ارسال و دريافـت توپـك محاسـبه شـود
پـذير هـا امكـان بيني شده از داخـل آن
هـاي دائمـي علامـت دهنـده ،شود
هاي مجهز به ميله صورت هم سطح با لوله، سه راهي
.هاي مناسب در نظر گرفته شوند هاي تميزكننده با تأسيسات تخليه بايد در محل
IPS-M-PI طراحي شوند.
اي ها توپك عبور خواهد كرد بايد از نوع شير دروازه
شوند راني نمي هائي كه توپك در لوله
طرفه نصـب نشـود راني خواهند شد شير يك
IPS-C-PI آزمـون هيدرواسـتاتيكي
1- Pigging requirements
Feb. 2019 IPS
13
% شود براي طراحي مكانيكي خطوط جريان در مناطق مسكوني توصيه مي
C-PI-270جوشكاري خطوط لوله از جنس فولاد كربني بايد طبق استاندارد
1راني توپك
هاي مناسب از داخـل آ نحوي طراحي شوند كه در صورت نياز انواع توپك تمام خطوط لوله بايد به
نـد و يـا داراي محـدوديت رانـي دار اي كه نياز مكرر به توپك شود براي خطوط لوله
شود كه فاصله ايستگاه توصيه مي. راني دائمي در نظر گرفته شود هستند تسهيلات توپك
بيني مقدار فرسايش توپك، مقدار مواد جامد جمع شده كه توپك قادر به حركت دادن آن
هاي ارسال و دريافـت توپـك محاسـبه شـود ك بين ايستگاهو نيز مدت زمان لازم جهت حركت توپ
بيني شده از داخـل آن ها به اندازه كافي باشد كه عبور انواع توپك پيش
.برابر قطر باشد 7شود كه شعاع خم گرم حداقل
شود ميبيني ي مكرر پيشران شود كه فقط مواقعي كه عمليات توپك
صورت هم سطح با لوله، سه راهي تجهيزات جانبي نصب شده به. توپك در نظر گرفته شود
هاي تميزكننده با تأسيسات تخليه بايد در محل هاي گوي
PI-130استاندارد وط لوله بايد طبق يافت توپك خطهاي ارسال و در
ها توپك عبور خواهد كرد بايد از نوع شير دروازه اي كه در داخل آن شيرهاي مورد استفاده در خطوط لوله
.اندازه لوله باشند
در لوله ،اندازه لوله نيستند اي يا توپي كه داراي مجراي هم
راني خواهند شد شير يك هايي كه توپك شود كه در مسير لوله توصيه مي
.مگر آنكه داراي طراحي مناسب براي عبور توپك باشند
يرواستاتيكآزمون هيد
PI-370كشي وابسته به آن بايد طبق استاندارد لوله هاي
IPS-E-PI-140(2)
براي طراحي مكانيكي خطوط جريان در مناطق مسكوني توصيه مي -2يادآوري
.گرفته شود
جوشكاري 7-5-1-3
جوشكاري خطوط لوله از جنس فولاد كربني بايد طبق استاندارد
توپكالزامات 7-5-1-4
تمام خطوط لوله بايد به
.عبور باشد
شود براي خطوط لوله توصيه مي
هستند تسهيلات توپك
بيني مقدار فرسايش توپك، مقدار مواد جامد جمع شده كه توپك قادر به حركت دادن آن مبناي پيش
و نيز مدت زمان لازم جهت حركت توپ
ها به اندازه كافي باشد كه عبور انواع توپك پيش شود كه شعاع خم مي
شود كه شعاع خم گرم حداقل توصيه مي. شود
شود كه فقط مواقعي كه عمليات توپك توصيه مي
توپك در نظر گرفته شود
هاي گوي هدايت و سه راهي
هاي ارسال و در سيستم
شيرهاي مورد استفاده در خطوط لوله
اندازه لوله باشند با مجراي هميا توپي
اي يا توپي كه داراي مجراي هم رهاي دروازهنصب شي
توصيه مي. است پذير امكان
مگر آنكه داراي طراحي مناسب براي عبور توپك باشند
آزمون هيد 7-5-1-5
هاي سيستمخط لوله و
.شوند
اي كـه مربوط به آن و هر نقطهشود كه در دو انتهاي خط لوله و روي كليه نقاط اتصال و انشعابات
تـا بـدين وسـيله شود شير مسدود كننده نصب
تري تقسيم شده و درصورت بروز نشتي و يا تركيدن خط از تخليه شدن كـل
بروز نشتي و يا تركيدن لوله و با توجه به مدت زماني كه براي رديابي و پيدا نمودن محل نشـتي و
ـ (شود بايد روش مناسبي براي عمل نمودن شير مسدود كننده طـور هدر محـل يـا ب
توانند در صورت بروز فشار پايين، ازدياد جريان، ميزان افت فشـار و يـا تركيبـي از ايـن
شـيرهاي خودكـار بايـد در هنگـام بـروز
ني فشار بـالا و زمان بسته شدن شيرها نبايد باعث ايجاد تغييرات ناگها
ـ صـورت هشـيرهاي اضـطراري بايـد ب
ASME B31.4 وASME B31.8
طور كلي جهت تعيين تعداد و فواصل شيرهاي مسدود كننـده بايـد
توانـد بـه محـيط اثرات ناشي از نوع و مقدار سيال خط لوله كه در اثر تعمير، نشت يا تركيدن خط مـي
؛)بخصوص خطوط لوله گاز ترش
دهي، نگهداري و تعميرات خط لوله؛
ن شيرهاي مسدود كننده؛
.تواند بر عملكرد و امنيت خط لوله تأثير قابل توجهي بگذارد
Feb. 2019 IPS
14
شيرهاي مسدود كننده
شود كه در دو انتهاي خط لوله و روي كليه نقاط اتصال و انشعابات
شير مسدود كننده نصب ،رسد نظر مي به دلايل ايمني و يا تعميرات و نگهداري لازم به
تري تقسيم شده و درصورت بروز نشتي و يا تركيدن خط از تخليه شدن كـل هاي كوچك
.عمل آيد همحتواي خط لوله جلوگيري ب
بروز نشتي و يا تركيدن لوله و با توجه به مدت زماني كه براي رديابي و پيدا نمودن محل نشـتي و
شود بايد روش مناسبي براي عمل نمودن شير مسدود كننده مجزا كردن آن صرف مي
.تعيين نمود تا مقدار حجم سيال آزاد شده به حداقل برسد
توانند در صورت بروز فشار پايين، ازدياد جريان، ميزان افت فشـار و يـا تركيبـي از ايـن
شـيرهاي خودكـار بايـد در هنگـام بـروز . ردياب نشتي عمل نمايد سيستمعوامل و يا توسط علائم ارسالي از
زمان بسته شدن شيرها نبايد باعث ايجاد تغييرات ناگها. گردند سيستمحوادث منجر به ايمني
ـ ،اري در تأسيسات يا كارخانه مربـوط در صورت بروز شرايط توقف اضطر شـيرهاي اضـطراري بايـد ب
ASME B31.4الزامات تعيين تعداد و فواصل شيرهاي مسـدود كننـده در اسـتانداردهاي
طور كلي جهت تعيين تعداد و فواصل شيرهاي مسدود كننـده بايـد هامات مذكور، بعلاوه بر الز
:ارزيابي مهندسي با در نظر گرفتن شرايط زير انجام شود
اثرات ناشي از نوع و مقدار سيال خط لوله كه در اثر تعمير، نشت يا تركيدن خط مـي
بخصوص خطوط لوله گاز ترش(زيست م در منطقه و محيطاطراف آزاد شود بر افراد و جانداران مقي
؛مدت زمان تخليه سيال از بخش جدا شده خط لوله
دهي خط لوله؛ اهميت استمرار سرويس
دهي، نگهداري و تعميرات خط لوله؛ ميزان انعطاف پذيري زمانبندي سرويس
ن شيرهاي مسدود كننده؛در فواصل بيهاي توسعه آينده در اطراف خط لوله
تواند بر عملكرد و امنيت خط لوله تأثير قابل توجهي بگذارد
IPS-E-PI-140(2)
شيرهاي مسدود كننده 7-5-1-6
شود كه در دو انتهاي خط لوله و روي كليه نقاط اتصال و انشعابات توصيه مي
به دلايل ايمني و يا تعميرات و نگهداري لازم به
هاي كوچك خط لوله به قسمت
محتواي خط لوله جلوگيري ب
بروز نشتي و يا تركيدن لوله و با توجه به مدت زماني كه براي رديابي و پيدا نمودن محل نشـتي و در صورت
مجزا كردن آن صرف مي
تعيين نمود تا مقدار حجم سيال آزاد شده به حداقل برسد) خودكار
توانند در صورت بروز فشار پايين، ازدياد جريان، ميزان افت فشـار و يـا تركيبـي از ايـن شيرهاي خودكار مي
عوامل و يا توسط علائم ارسالي از
حوادث منجر به ايمني
.غير قابل قبول شود
در صورت بروز شرايط توقف اضطر
.خودكار عمل نمايند
الزامات تعيين تعداد و فواصل شيرهاي مسـدود كننـده در اسـتانداردهاي
علاوه بر الز. اند آورده شده
ارزيابي مهندسي با در نظر گرفتن شرايط زير انجام شود
اثرات ناشي از نوع و مقدار سيال خط لوله كه در اثر تعمير، نشت يا تركيدن خط مـي -الف
اطراف آزاد شود بر افراد و جانداران مقي
مدت زمان تخليه سيال از بخش جدا شده خط لوله -ب
اهميت استمرار سرويس -پ
ميزان انعطاف پذيري زمانبندي سرويس -ت
هاي توسعه آينده در اطراف خط لوله برنامه -ث
تواند بر عملكرد و امنيت خط لوله تأثير قابل توجهي بگذارد كه مي شرايطي -ج
بتواند توسط يك و )جمله تله توپك
.استفاده شود 1 )
.استفاده شود
بينـي و تخليـه پـيش بايد اتصالات هـواگيري
اي در نظر گرفته شود كه زمان تخليه مورد نيـاز
ASME B 31.8 و ASME B 31.4 ، رده
كشي حـداقل باشـد و فقـط بـراي
،كند يين ميتعميرات و نگهداري و يا بازرسي و يا هر موقعيتي كه شرايط نصب يا الزامات فرآيندي تع
منظور عمليـات ايمـن، تعميـر و نگهـداري خطـوط لولـه بـدون
.شود تجهيزات جانبي باشد، توصيه مي
جهت انداختن فشار در مواقع اضطراري، بايد در يك طرف خـط لولـه، و
. فتـه شـود بندي شده است، در نظر گر
حين هاي پايين كه در شود جنس مواد تخصيص داده شده براي سيستم تخليه براي درجه حرارت
شـود ظرفيـت توصيه ميچنين هم.
1- Thermal relief valves
2- Pressure safety valves
3- Flare
Feb. 2019 IPS
15
شيرهاي اطمينان حرارتي
جمله تله توپكاز (ع پر شده است شود براي هر قسمتي از خط لوله كه با ماي
(TRV) از شير اطمينان حرارتي ،شود شير يا قرار گرفتن بين دو شير مجزا
شيرهاي اطمينان فشاري
استفاده شود 2 (PSV) شود براي خطوط لوله گاز از شير اطمينان فشاري
هواگيري و تخليه
بايد اتصالات هـواگيري ،اندازي و عمليات بخش آزمايش فشار، راه
اي در نظر گرفته شود كه زمان تخليه مورد نيـاز شود كه تمهيدات لازم جهت تخليه به گونه
.باشد) هر كدام كه كمتر است(يا يك شيفت كاري
ها شيرها و فلنج
B 31.8هـاي فشـار و دمـا در استـــانداردهاي محدوديت
.مناسب باشد آزمونو فشار MAIPبراي
كشي حـداقل باشـد و فقـط بـراي لوله يستمو سشود كه تعداد فلنج استفاده شده در خطوط لوله
تعميرات و نگهداري و يا بازرسي و يا هر موقعيتي كه شرايط نصب يا الزامات فرآيندي تع
.شود اتصالات نهائي جوشي باشند توصيه مي
سيستم دوگانه انسداد و تخليه
منظور عمليـات ايمـن، تعميـر و نگهـداري خطـوط لولـه بـدون استفاده از سيستم دوگانه انسداد و تخليه به
تجهيزات جانبي باشد، توصيه ميهايي كه نياز به مجزا نمودن جريان اصلي از انداختن فشار، در محل
فشار در مواقع اضطراريكاهش تسهيلات جهت
جهت انداختن فشار در مواقع اضطراري، بايد در يك طرف خـط لولـه، و ) 3فلر ثابت يا موقت مانند
C« و»D «بندي شده است، در نظر گر در هر قسمتي كه توسط شير قسمت
شود جنس مواد تخصيص داده شده براي سيستم تخليه براي درجه حرارت
»C« و»D « مناسب باشد ،با آن مواجه خواهيم بود .
IPS-E-PI-140(2)
شيرهاي اطمينان حرارتي 7-5-1-7
شود براي هر قسمتي از خط لوله كه با ماي توصيه مي
شير يا قرار گرفتن بين دو شير مجزا
شيرهاي اطمينان فشاري 7-5-1-8
شود براي خطوط لوله گاز از شير اطمينان فشاري توصيه مي
هواگيري و تخليه 7-5-1-9
بخش آزمايش فشار، راه منظور انجام رضايت به
شود كه تمهيدات لازم جهت تخليه به گونه توصيه مي. شود
يا يك شيفت كاري h 8 كمتر از
شيرها و فلنج 7-5-1-10
محدوديتبا در نظر گـرفتن
براي فشاري شيرها بايد
شود كه تعداد فلنج استفاده شده در خطوط لوله توصيه مي
تعميرات و نگهداري و يا بازرسي و يا هر موقعيتي كه شرايط نصب يا الزامات فرآيندي تعتسهيل
توصيه مي. شودفلنج نصب
سيستم دوگانه انسداد و تخليه 7-5-1-11
استفاده از سيستم دوگانه انسداد و تخليه به
انداختن فشار، در محل
تسهيلات جهت 7-5-1-12
ثابت يا موقت مانند(تسهيلات
C« براي سيالات دسته
شود جنس مواد تخصيص داده شده براي سيستم تخليه براي درجه حرارت توصيه مي
«تخليه سيالات دسته
جهت كنتـرل جابجـا شـدن . شودسيستم تخليه چنان باشد كه خط لوله بتواند با حداقل زمان ممكن تخليه
.آيد عمل تخليه ناگهاني ملاحظات مقتضي به
سيستم. در مقابل فشار بيش از حد در نظر گرفت
بايد بين خط لوله و تأسيسات ) اطمينان مكانيكي
در هر نقطـه از طـول خـط . شودنصب
در هر نقطه از خط لوله در شـرايط
سيستم خط لوله بايد طوري طراحي شود كه فشار حاصل از تغيير فشار ناگهاني نتواند در هيچ نقطه در مسير
سـتي، سيسـتم حفاظـت در د محافظت خط لوله از تأسيسات بـالا
.شودحفاظتي اين فشار نبايد باعث راه اندازي سيستم
شـود بـا تحليـل توصيه مـي ) مثل سيالات مايع
توصـيه . شـود ييـر فشـار ناگهـاني مشـخص
.در مناطق تپه ماهوري مشخص شوند
هاي زير بايد از بروز تغيير فشار ناگهاني غير قابـل قبـول جلـوگيري
يك نقطه شروع تغيير ناگهاني فشار؛
ها مخصوصاً زماني كه ساير روش( نحو شايسته تنظيم شده است
تقـاطع ديـك بـه سـطح زمـين، هاي زيرزميني نز
. ديناميكي آب حالت پايدار داشته باشـند
حدي باشد كه از حركات غير قابل قبول عرضي و عمودي و از جابجا شـدن خـط لولـه
2/1) منفـي شـناوري بـراي (ايمني
گرفته نظر رودخانه در بستر ماهيت
شرايط همان سـيال با متناسب مخصوص
Feb. 2019 IPS
16
سيستم تخليه چنان باشد كه خط لوله بتواند با حداقل زمان ممكن تخليه
تخليه ناگهاني ملاحظات مقتضي بهحين علت نيروي توليد شده در بيش از حد و لرزش سيستم به
در مقابل فشار بيش از حدحفاظت
در مقابل فشار بيش از حد در نظر گرفت حفاظتعنوان سيستم هر سيستم كنترلي فشار را نبايد به
اطمينان مكانيكي/ شامل شيرهاي ايمني(در مقابل فشار بيش از حد
نصب ،خط لوله بنمايد MAIPتواند توليد فشاري بالاتر از
در هر نقطه از خط لوله در شـرايط تجاوز نمايد و MAOPنبايد فشار از ،عمليات مداوم و نرمال
.بيشتر شود MAIPنبايد فشار از ،آشفتگي با تواتر و مدت محدود
سيستم خط لوله بايد طوري طراحي شود كه فشار حاصل از تغيير فشار ناگهاني نتواند در هيچ نقطه در مسير
محافظت خط لوله از تأسيسات بـالا بيشتر شود و اگر براي
اين فشار نبايد باعث راه اندازي سيستم ،مقابل فشار بيش از حد نصب شده باشد
مثل سيالات مايع(براي سيالات با جرم مخصوص بالا و قابليت فشردگي پايين
ييـر فشـار ناگهـاني مشـخص سازي وقـوع تغ فشار گذرا و با استفاده از برنامه كامپيوتري شبيه
در مناطق تپه ماهوري مشخص شوند فشار در طول مسير خط لوله مخصوصاًشود نقاط داراي بالاترين
هاي زير بايد از بروز تغيير فشار ناگهاني غير قابـل قبـول جلـوگيري با استفاده از هر يك و يا تركيبي از روش
شدن شير؛كاهش سرعت بسته
يك نقطه شروع تغيير ناگهاني فشار؛سازي فشار نزدواكنش سريع سيستم مخصوص آزاد
نحو شايسته تنظيم شده است هاي عملياتي كه به تبعيت اكيد از روش
پايداري خط لوله
هاي زيرزميني نز ب ر، آگي ط لوله كه از مناطق باتلاقي، سيل
ديناميكي آب حالت پايدار داشته باشـند و گذرند بايد در مقابل نيروهاي استاتيكي ها و نظاير آن مي
حدي باشد كه از حركات غير قابل قبول عرضي و عمودي و از جابجا شـدن خـط لولـه
ايمني ضريب اساس بر لوله خط اي وزنه پوشش معمول طور
ماهيت ،نياز مورد وزنه تعيين براي كه شود توصيه مي حالتي
مخصوص وزن مختلف، شناوري سيالات نيروي محاسبات
.شود گرفته نظر ، در)ها محيط ساير يا ولاي گل دريا،
IPS-E-PI-140(2)
سيستم تخليه چنان باشد كه خط لوله بتواند با حداقل زمان ممكن تخليه
بيش از حد و لرزش سيستم به
حفاظت سيستم 7-5-1-13
هر سيستم كنترلي فشار را نبايد به
در مقابل فشار بيش از حد حفاظت
تواند توليد فشاري بالاتر از بالا دستي كه مي
عمليات مداوم و نرمالدر حين لوله
آشفتگي با تواتر و مدت محدود
سيستم خط لوله بايد طوري طراحي شود كه فشار حاصل از تغيير فشار ناگهاني نتواند در هيچ نقطه در مسير
بيشتر شود و اگر براي MAIPخط لوله از
مقابل فشار بيش از حد نصب شده باشد
براي سيالات با جرم مخصوص بالا و قابليت فشردگي پايين
فشار گذرا و با استفاده از برنامه كامپيوتري شبيه
شود نقاط داراي بالاترين مي
با استفاده از هر يك و يا تركيبي از روش
:نمود
كاهش سرعت بسته -
واكنش سريع سيستم مخصوص آزاد -
تبعيت اكيد از روش -
).كافي نيستند
پايداري خط لوله 7-5-1-14
ط لوله كه از مناطق باتلاقي، سيلهايي از خ قسمت
ها و نظاير آن مي رودخانه
حدي باشد كه از حركات غير قابل قبول عرضي و عمودي و از جابجا شـدن خـط لولـه شناوري منفي بايد به
.جلوگيري نمايد
طور هكه ب شود مي هتوصي
حالتي هر در. گردد طراحي
محاسبات براي همچنين. شود
دريا، آب خالص، آب مانند(
:كار برد توان جهت پايداري زير و روي خط لوله به
يا سيالي كه براي انتقال آن طراحـي شـده
مخصوص گـل و لاي درون جرم بايد
كه ممكن است به خط لوله صدمه بزنـد، بايـد توجـه
طبـق » B«د و اين ضخامت بايد براي سرويس دسـته
محاسـبه ASME B 31.8طبـق اسـتاندارد
بايد توجه خاصي بـه ،تجاوز نمايد 96
.عمل آيد
بدون در نظر گرفتن ميزان مجاز بـراي
1- Geotextaile
Feb. 2019 IPS
17
توان جهت پايداري زير و روي خط لوله به ها را مي يا تركيبي از آن
اضافه نمودن ضخامت جداره لوله؛
اي بتني؛
صورت زيني يا پيچي؛ ار كننده در فواصل مشخص به
.1استفاده از ژئوتكستايل
يا سيالي كه براي انتقال آن طراحـي شـده ) فشار آزمونبراي (خط لوله بايد در مواقع پر و خالي شدن از آب
بايد موقع محاسبه مقاومت در برابر شناوري .حالت پايدار داشته باشد
.كانال در نظر گرفته شود
كه ممكن است به خط لوله صدمه بزنـد، بايـد توجـه ستهاي س به امكان نشست ناموزون خط لوله در زمين
مباني محاسبه ضخامت جداره خط لوله
حداقل ضخامت جداره
د و اين ضخامت بايد براي سرويس دسـته باش mm 8/4 ضخامت اسمي جداره لوله نبايد كمتر از
ASME B 31.4 و براي سـرويس دسـته»C« و»D « طبـق اسـتاندارد
96به ضخامت جداره لوله از (DN) در مواردي كه نسبت قطر اسمي
عمل آيد براي حداقل ضخامت لوله بهالزامات استانداردهاي ذكر شده در بالا
)براي حد تنش حلقوي(ضرايب طراحي
بدون در نظر گرفتن ميزان مجاز بـراي (ضرايب طراحي توصيه شده براي محاسبه ضخامت جداره اسمي لوله
.است آورده شده
IPS-E-PI-140(2)
يا تركيبي از آنهاي زير يكي از روش
اضافه نمودن ضخامت جداره لوله؛ -
اي بتني؛ وشش وزنهاعمال پ -
ار كننده در فواصل مشخص بههاي مه نصب وزنه -
دفن خط لوله؛ -
استفاده از ژئوتكستايل -
خط لوله بايد در مواقع پر و خالي شدن از آب
حالت پايدار داشته باشد ،است
كانال در نظر گرفته شود
به امكان نشست ناموزون خط لوله در زمين
.خاصي شود
مباني محاسبه ضخامت جداره خط لوله 7-5-2
حداقل ضخامت جداره 7-5-2-1
ضخامت اسمي جداره لوله نبايد كمتر از
ASME B 31.4استاندارد
در مواردي كه نسبت قطر اسمي. شود
الزامات استانداردهاي ذكر شده در بالا
ضرايب طراحي 7-5-2-2
ضرايب طراحي توصيه شده براي محاسبه ضخامت جداره اسمي لوله
2در جدول ) خوردگي
ضرايب طراحي براي خطوط لوله فولادي در خشكي
C وD
ASME B31.8
2 3 4
60/0 50/0 40/0
60/0
60/0
60/0
60/0
60/0
50/0
50/0
50/0
50/0
50/0
40/0
40/0
40/0
40/0
40/0
6/0
6/0
6/0
6/0
5/0
5/0
5/0
5/0
4/0
4/0
4/0
4/0
Feb. 2019 IPS
18
ضرايب طراحي براي خطوط لوله فولادي در خشكي -2جدول
B بندي سيال
ASME
B31.4
(Note 1)
- 1
72/0 72/0 60
هاي عمومي اصلاح نشده
آهن ها و راه
هاي شني و سواحل
72/0
60/0
60/0
60/0
60/0
72/0
60/0
60/0
60/0
60/0
60
60
60
60
60
صورت موازي تجاوز خط لوله به حريم به
هاي عمومي اصلاح نشده
آهن ها و راه
72/0
72/0
72/0
72/0
72/0
72/0
6/0
6/0
6
6
6
6
IPS-E-PI-140(2)
بندي سيال دسته
استانداردهاي قابل كاربرد
ها كلاس موقعيت
خطوط لوله
)2يادآوري (ها تقاطع
هاي خصوصي جاده
هاي عمومي اصلاح نشده جاده
ها و راه ها، خيابان ها، بزرگراه جاده
هاي شني و سواحل پهها، ت رودخانه
تجاوز خط لوله به حريم به
)3يادآوري (
هاي خصوصي جاده
هاي عمومي اصلاح نشده جاده
ها و راه يابانها، خ ها، بزرگراه جاده
)ادامه( ضرايب طراحي براي خطوط لوله فولادي در خشكي
C وD
6/0 5/0 4/0
6/0 5/0 4/0
50/0
)5يادآوري
50/0 40/0
6/0 50/0 40/0
50/0 50/0 40/0
هـا، براي مثال در تقـاطع (شود، كه در نقاط بحراني
كـه از ضـرايب طراحـي گـردد مـي ها توصـيه در اين موقعيت
با توجه به تجربه نامطلوب كـاربرد غـلاف . باشند هاي با استفاده از غلاف و بدون غلاف متمايز از هم مي
ضرايب طراحـي بـراي . شود هاي با غلاف و بدون غلاف توصيه مي
.وجود ندارند در اين جدول ذكر گرديده است
هـا يـا متـر بـه مـوازات جـاده 50اي كمتر از شود كه در فاصله
).متر در نظر گرفته شود
.باشند رهاي نوع انگشتي و نظاير آن مي
.اي نشده است و براي بالا بردن ايمني اضافه شده است
هاي با دماي بالا
اي بر مبنـاي كـرنش اسـتفاده ممكن است از شيوه
شـود طبـق توصـيه مـي C 120° هاي فولادي در دماي عملياتي بـالاتر از
هاي از جنس فولاد زنـگ براي لوله.
.مورد نياز است
Feb. 2019 IPS
19
ضرايب طراحي براي خطوط لوله فولادي در خشكي -2جدول
B بندي سيال
6 6/0 6/0 )4يادآوري(هاي پيش ساخت
6/0 6/0 6
72/0 هاي پر جمعيت50/0
)5يادآوري (
50
يادآوري (
هاي شيرهاي مسدود
)6يادآوري (هاي تله توپك 60/0 60/0 60
50 50/0 60/0 پمپاژ/ هاي تقويت فشار
شود، كه در نقاط بحراني استفاده نمي 72/0از ضرايب طراحي ديگري غير از ASME B 31.4بر اساس استاندارد
در اين موقعيت. رسد نظر نمي ساخته شده مناسب بههاي پيش و براي مجموعه
.استفاده شود ASME B 31.8طبق
ASME B 31.8 هاي با استفاده از غلاف و بدون غلاف متمايز از هم مي تقاطع
هاي با غلاف و بدون غلاف توصيه مي ايب طراحي يكسان براي تقاطعاعمال ضر) به عبارت ديگر خوردگي حلقوي
وجود ندارند در اين جدول ذكر گرديده است ASME B 31.8هاي شني و سواحل كه در
شود كه در فاصله ميهايي از خط لوله گفته صورت موازي آن قسمت تجاوز خط لوله به حريم به
متر در نظر گرفته شود 76ها حداقل شود فاصله مذكور براي بزرگراه توصيه مي. (آهن موجود كشيده شده اند
رهاي نوع انگشتي و نظاير آن ميهاي اصلي، لجن گي هاي شير، لوله هاي توپك، ايستگاه هاي پيش ساخت شامل تله
.مشخص گرديده است ASME B 31.8 استاندارد 840.3محل تمركز جمعيت در بند
ASME B 31.8 اي نشده است و براي بالا بردن ايمني اضافه شده است به اين دسته اشاره
هاي با دماي بالا ه حاوي فرآوردهلول طراحي بر مبناي كرنش براي خطوط
ممكن است از شيوه) C80° بالاي(هاي با دماي بالا فرآورده
.قابل قبول است 2% در اين حالت حداكثر كرنش تغيير شكل دائمي
ضرايب كاهش حد تنش ناشي از دما
هاي فولادي در دماي عملياتي بـالاتر از ولهضرايب كاهش حد تنش براي ل
. مورد استفاده قرار گيرند ASME B 31.8از استاندارد
مورد نياز است) C50° بالاي(تري نزن دو فازي كاهش حد تنش در دماهاي پايين
IPS-E-PI-140(2)
جدول
بندي سيال دسته
هاي پيش ساخت مجموعه
ها پلخطوط لوله روي
هاي پر جمعيت نزديك محل
هاي شيرهاي مسدود خطوط لوله، ايستگاه
هاي تله توپك كننده و ايستگاه
هاي تقويت فشار كشي ايستگاه لوله
بر اساس استاندارد -1يادآوري
و براي مجموعه) ها در داخل محدوده كارخانه
طبق 1مربوط به كلاس موقعيت
ASME B 31.8در استاندارد -2يادآوري
به عبارت ديگر خوردگي حلقوي(ها در تقاطع
هاي شني و سواحل كه در ها، تپهتقاطع با رودخانه
تجاوز خط لوله به حريم به -3يادآوري
آهن موجود كشيده شده اند هاي راه ريل
هاي پيش ساخت شامل تله مجموعه -4يادآوري
محل تمركز جمعيت در بند -5يادآوري
ASME B 31.8در استاندارد -6يادآوري
طراحي بر مبناي كرنش براي خطوط 7-5-2-3
فرآوردهبراي خطوط لوله
در اين حالت حداكثر كرنش تغيير شكل دائمي. شود
ضرايب كاهش حد تنش ناشي از دما 7-5-2-4
ضرايب كاهش حد تنش براي ل
از استاندارد 1-841.1.8جدول
نزن دو فازي كاهش حد تنش در دماهاي پايين
وابسته به خط لوله، نظير ايمني افراد، صدمه به محيط زيست و از دست دادن درآمـد منـوط بـه
شـود و نوع سيالي كه منتقـل مـي
خـط لولـه بـه از دسـت دادن سـيال تعبيـر
آوري شـده و در فلسـفه هـا جمـع شود كه خرابي هاي بالقوه خط لوله، دلايل و نتايج حاصله از آن
بيشترين تهديدات معمول براي خط لولـه كـه ممكـن اسـت باعـث از
شود عواملي كه براي اين استاندارد، توصيه مي
ايمني عمومي و حفاظت محيط زيست بحراني هستند، براي طول عمر خط لوله و مدت زمـاني كـه متـروك
نظر گرفتن هدف مشخص جلوگيري از
پذيري ممكـن اسـت سكيرسطح .
.رسد كه تا حدودي با گذشت عمر خط لوله افزايش يابد
:شوددر حالات زير با مشخص نمودن كلاس موقعيت انجام
Feb. 2019 IPS
20
خطوط لوله
وابسته به خط لوله، نظير ايمني افراد، صدمه به محيط زيست و از دست دادن درآمـد منـوط بـه
مورد انتظار خط و نتايج ناشي از آن است كه مستقيماً به
خـط لولـه بـه از دسـت دادن سـيال تعبيـر هـاي در اين زمينه خرابي. خط لوله ارتباط دارد
شود كه خرابي هاي بالقوه خط لوله، دلايل و نتايج حاصله از آن
بيشترين تهديدات معمول براي خط لولـه كـه ممكـن اسـت باعـث از . طراحي و عمليات در نظر گرفته شوند
:شده استر آورده آن شود در زي
هاي ناشي از نفوذ هيدروژن؛ خوردگي داخلي و ترك
كربنات؛ ي خوردگي تنشي ناشي از بيها خوردگي خارجي و ترك
ضربات مكانيكي، صدمات خارجي؛
نيروهاي هيدروديناميكي؛
گسترش عيوب مواد؛
.نيروهاي حاصل از انبساط حرارتي
ASME B 31.4 وASME B 31.8 اين استاندارد، توصيه مي الزامات و
ايمني عمومي و حفاظت محيط زيست بحراني هستند، براي طول عمر خط لوله و مدت زمـاني كـه متـروك
نظر گرفتن هدف مشخص جلوگيري از شود كه با در توصيه مي چنين هم. شوندنگه داشته شده است، تحليل
. پايين آورده شود ،پذيري تا آنجا كه منطقاً عملي است
رسد كه تا حدودي با گذشت عمر خط لوله افزايش يابد نظر مي
ريسكايمني
در حالات زير با مشخص نمودن كلاس موقعيت انجام پذيري شود كه ارزيابي كمي ريسك
؛4و 3هاي موقعيت در كلاس »C«و
IPS-E-PI-140(2)
خطوط لولههاي سكير 7-6
كليات 7-6-1
وابسته به خط لوله، نظير ايمني افراد، صدمه به محيط زيست و از دست دادن درآمـد منـوط بـه هاي سكير
مورد انتظار خط و نتايج ناشي از آن است كه مستقيماً به يها تواتر خرابي
خط لوله ارتباط دارد حساسيت محل
.شود مي
شود كه خرابي هاي بالقوه خط لوله، دلايل و نتايج حاصله از آن توصيه مي
طراحي و عمليات در نظر گرفته شوند
دست دادن يكپارچگي
خوردگي داخلي و ترك -
سايش داخلي، -
خوردگي خارجي و ترك -
ضربات مكانيكي، صدمات خارجي؛ -
خستگي فلز؛ -
نيروهاي هيدروديناميكي؛ -
نيروهاي ژئوتكنيكي؛ -
گسترش عيوب مواد؛ -
حد؛فشار بيش از -
نيروهاي حاصل از انبساط حرارتي -
ASME B 31.4 با وجود الزامات
ايمني عمومي و حفاظت محيط زيست بحراني هستند، براي طول عمر خط لوله و مدت زمـاني كـه متـروك
نگه داشته شده است، تحليل
پذيري تا آنجا كه منطقاً عملي است سكيرنشتي، زبرو
نظر مي با زمان تغيير نمايد، به
ايمني هاي ارزيابي 7-6-2
شود كه ارزيابي كمي ريسك صيه ميتو
و »B«سيالات دسته -
و فاصـله ) 2-2-5-7بنـد يرز(شود كه اين ارزيابي كافي بودن مقادير انتخابي براي ضرايب طراحي
هـاي داخلـي و علت خـوردگي هاي مورد انتظار به
مواد يا سـاخت، و ، عيوب)هاي آزاد
آمدهاي خرابي بر مبناي طبيعـت سـيال، از نظـر قابليـت
اشتعال، پايداري، اثرات سمي بودن و آلودگي، محل و استقرار خط لوله از نظر نزديكي به منابع توليد جرقـه،
هاي مورد تواتر خرابي. باشد هاي مسكوني و شرايط آب و هوايي غالب مي
شود كه در طول عمر خـط لولـه تحليـل
براي مثال ضخامت بدنه بالاتر يـا فـولاد
اضافي براي خط لوله، كاربرد تسهيلات براي به حداقل رساندن حجـم
.هاي عملياتي، تعميرات و بازرسي پايين آورد
. حتي با وسايل كوچك حفاري مكانيكي مستعد به نفوذ هستند
اي در مقابل اين نوع صدمات انجام پذيرد؛ اين اقـدامات مخصوصـاً
.دهند انجام پذيرد
.هايي از خطوط لوله بايد انجام گيرد
فرآيندي براي بررسي تأثيرات احتمالي زيست محيطي پروژه، تعيين اهميـت ايـن تـأثيرات و
زيست در هر مرحله عمري شود اثرات متقابل خط لوله و محيط
هـاي وي طراحي خط لولـه، روش اجـرا، روش
1 Enviromental impact assesment
Feb. 2019 IPS
21
.موقعيت محلهاي تمام كلاس در
شود كه اين ارزيابي كافي بودن مقادير انتخابي براي ضرايب طراحي
.را تأييد نمايد) 3
هاي مورد انتظار به پذيري خط لوله در درجه اول مربوط به تواتر خرابي
هاي آزاد ها، اختلاف هاي نشست و دهنه براي مثال ضربه(خارجي، بارهاي خارجي
آمدهاي خرابي بر مبناي طبيعـت سـيال، از نظـر قابليـت در درجه دوم مربوط به پي. است
اشتعال، پايداري، اثرات سمي بودن و آلودگي، محل و استقرار خط لوله از نظر نزديكي به منابع توليد جرقـه،
هاي مسكوني و شرايط آب و هوايي غالب مي تراكم جمعيت و همجواري ساختمان
شود كه در طول عمر خـط لولـه تحليـل آمدهاي آن ممكن است تابعي از زمان بوده و توصيه مي
براي مثال ضخامت بدنه بالاتر يـا فـولاد (تر توان با استفاده از ضرايب طراحي پايين پذيري را مي
اضافي براي خط لوله، كاربرد تسهيلات براي به حداقل رساندن حجـم هاي ، تغيير مسير، تهيه محافظ
هاي عملياتي، تعميرات و بازرسي پايين آورد سيال آزاد شده و كنترل روش
حتي با وسايل كوچك حفاري مكانيكي مستعد به نفوذ هستند mm 10 بدنه كمتر از ديواره خطوط لوله با ضخامت
.باشد هاي شخص ثالث مي ط لوله دخالت خارجي توسط گروه
اي در مقابل اين نوع صدمات انجام پذيرد؛ اين اقـدامات مخصوصـاً شود كه اقدامات پيشگيرانه ويژه
دهند انجام پذيرد را انتقال مي »D«و »C«هايي كه سيالات دسته
طيرات زيست محي
هايي از خطوط لوله بايد انجام گيرد براي كليه خطوط لوله يا گروه EIA(1(زيست محيطي
فرآيندي براي بررسي تأثيرات احتمالي زيست محيطي پروژه، تعيين اهميـت ايـن تـأثيرات و
.يا تقليل اثرات مضر آن است ها و تدابير حذف
شود اثرات متقابل خط لوله و محيط ابي تأثيرات زيست محيطي توصيه مي
وي طراحي خط لولـه، روش اجـرا، روش خصوصيات محيط زيست ممكن است ر.
.بازگرداني به حالت اوليه و فلسفه عمليات اثر بگذارد
IPS-E-PI-140(2)
در »D«سيالات دسته -
شود كه اين ارزيابي كافي بودن مقادير انتخابي براي ضرايب طراحي توصيه مي
3-9بند زير(همجواري
پذيري خط لوله در درجه اول مربوط به تواتر خرابي سكير
خارجي، بارهاي خارجي
است عملياتيمشكلات
اشتعال، پايداري، اثرات سمي بودن و آلودگي، محل و استقرار خط لوله از نظر نزديكي به منابع توليد جرقـه،
تراكم جمعيت و همجواري ساختمان
آمدهاي آن ممكن است تابعي از زمان بوده و توصيه مي انتظار و پي
.شود
پذيري را مي سكيرسطح
، تغيير مسير، تهيه محافظ)تر قوي
سيال آزاد شده و كنترل روش
ديواره خطوط لوله با ضخامت -يادآوري
ط لوله دخالت خارجي توسط گروهبزرگترين دليل خرابي خ
شود كه اقدامات پيشگيرانه ويژه توصيه مي
هايي كه سيالات دسته در مورد خطوط لوله
رات زيست محياثارزيابي 7-6-3
زيست محيطي رات اثيك ارزيابي
فرآيندي براي بررسي تأثيرات احتمالي زيست محيطي پروژه، تعيين اهميـت ايـن تـأثيرات و (EIA)ارزيابي
ها و تدابير حذف طراحي استراتژي
ابي تأثيرات زيست محيطي توصيه ميدر ارزي
. شودبررسي خط لوله
بازگرداني به حالت اوليه و فلسفه عمليات اثر بگذارد
مخصوصاً خورنـدگي، نـوع جريـان، دمـا و فشـار آن،
تواند يك مسئله اساسي باشد كه در مرحله طراحي مفهومي پروژه خط لولـه
فـولاد كربنـي در اكثر موارد جنس خط لوله از فلـز، مخصوصـاً
مخصوصـاً بـه علـت (با توجه به اينكه شرايط عملياتي مختلف مثل قابليت خورندگي سـيال
، دمـا، فشـار و سـرعت آن و )وجود آب همراه با سولفيد هيدروژن، دي اكسيد كـربن يـا اكسـيژن در سـيال
خوردگي داخلي و سايش جداره لوله
باشـد، از ر نميهاي حفاظتي در مقابل خوردگي خارجي امكان پذي
انتخاب جنس خط لوله پس از بررسي دقيق تمام شرايط فوق و با هدف كاركرد مطمئن
ــه شــرايط تعيــين شــده در ــا توجــه ب ب
نظر از آنكه آب سيستم گرفته شده و از مواد بازدارنـده از خـوردگي
شوند كه در مقابل محيط تـرش مقـاوم
هاي نسبتاً خورنده، در صورت منظور نمودن ضخامت اضافي كافي براي خـوردگي، تزريـق
. كـرد هاي فولادي اسـتفاده توان از لوله
براي خوردگي نبايد بدون تحليل تفصيلي كارشناسان خوردگي در نظر
شود براي كاهش يا حذف سايش از مـواد
استفاده شود بايد به قابليت و روش جوشكاري
كاري مجدد و نسبت تنش تسليم هاي ناتمام قبل از جوش
توصيه X70 در حال حاضر استفاده از فولاد با گريد بالاتر از
، )هاي تقليـل فشـار گـاز براي مثال قسمت پايين دستي ايستگاه
بـه اسـتاندارد . )هاي طويل براي احتمال گسترش شكستگي
Feb. 2019 IPS
22
مخصوصاً خورنـدگي، نـوع جريـان، دمـا و فشـار آن، ،شود سته به نوع سيالي كه انتقال داده مي
تواند يك مسئله اساسي باشد كه در مرحله طراحي مفهومي پروژه خط لولـه مواد خط لوله مي
در اكثر موارد جنس خط لوله از فلـز، مخصوصـاً . عمل خواهد آمد گيري به
با توجه به اينكه شرايط عملياتي مختلف مثل قابليت خورندگي سـيال
وجود آب همراه با سولفيد هيدروژن، دي اكسيد كـربن يـا اكسـيژن در سـيال
خوردگي داخلي و سايش جداره لوله توانند باعث همچنين رسوب مواد جامد و غيره از عواملي هستند كه مي
هاي حفاظتي در مقابل خوردگي خارجي امكان پذي ها به آساني روش شوند لذا جلوگيري از آن
انتخاب جنس خط لوله پس از بررسي دقيق تمام شرايط فوق و با هدف كاركرد مطمئن
.ده براي آن انجام پذيردبيني ش خط لوله در تمام دوره عمر پيش
ــرار مــي ــرش ق ــواد ت ــه در ســرويس م ــر وقتــي كــه خــط لول ــه شــرايط تعيــين شــده در ،دگي ــا توجــه ب ب
NACE MR 0175/ISO 15156( نظر از آنكه آب سيستم گرفته شده و از مواد بازدارنـده از خـوردگي صرف
شوند كه در مقابل محيط تـرش مقـاوم نحوي انتخاب استفاده شده يا نه، جنس خط لوله و ساير مواد بايد به
هاي نسبتاً خورنده، در صورت منظور نمودن ضخامت اضافي كافي براي خـوردگي، تزريـق
توان از لوله مي ،خوردگي، بازرسي مناسب و عمليات كنترل شده
براي خوردگي نبايد بدون تحليل تفصيلي كارشناسان خوردگي در نظر mm 3 ضخامت اضافي مجاز بيشتر از
شود براي كاهش يا حذف سايش از مـواد اگر از شرايطي كه باعث سايش شود نتوان اجتناب نمود، توصيه مي
.مخصوصي همراه با اصلاح طراحي استفاده شود
استفاده شود بايد به قابليت و روش جوشكاري ) بالاتريا X60(وقتي براي خط لوله از فولاد با گريد بالا
هاي ناتمام قبل از جوش ، جوش)C300° مخصوصاً الزام به پيش گرمي تا
در حال حاضر استفاده از فولاد با گريد بالاتر از. مورد نياز به تنش كششي توجه مخصوص شود
براي مثال قسمت پايين دستي ايستگاه(ان پايين آمدن دما وجود دارد
براي احتمال گسترش شكستگي(بايد به خاصيت چقرمگي جنس لوله توجه شود
.شود مراجعه
IPS-E-PI-140(2)
جنس مواد 8
كليات 8-1
سته به نوع سيالي كه انتقال داده ميطور كلي ب هب
مواد خط لوله مي انتخاب جنس
گيري به راجع به آن تصميم
با توجه به اينكه شرايط عملياتي مختلف مثل قابليت خورندگي سـيال . شود انتخاب مي
وجود آب همراه با سولفيد هيدروژن، دي اكسيد كـربن يـا اكسـيژن در سـيال
همچنين رسوب مواد جامد و غيره از عواملي هستند كه مي
شوند لذا جلوگيري از آن
انتخاب جنس خط لوله پس از بررسي دقيق تمام شرايط فوق و با هدف كاركرد مطمئن شود رو توصيه مي اين
خط لوله در تمام دوره عمر پيش
ــرار مــي ــرش ق ــواد ت ــه در ســرويس م وقتــي كــه خــط لول
NACE MR 0175/ISO 15156)
استفاده شده يا نه، جنس خط لوله و ساير مواد بايد به
.باشند
هاي نسبتاً خورنده، در صورت منظور نمودن ضخامت اضافي كافي براي خـوردگي، تزريـق در شرايط سرويس
خوردگي، بازرسي مناسب و عمليات كنترل شدهمواد بازدارنده از
ضخامت اضافي مجاز بيشتر از
.گرفته شود
اگر از شرايطي كه باعث سايش شود نتوان اجتناب نمود، توصيه مي
مخصوصي همراه با اصلاح طراحي استفاده شود
وقتي براي خط لوله از فولاد با گريد بالا
مخصوصاً الزام به پيش گرمي تا(
مورد نياز به تنش كششي توجه مخصوص شود
.شود نمي
ان پايين آمدن دما وجود دارد امكوقتي كه
بايد به خاصيت چقرمگي جنس لوله توجه شود
IPS-M-PI-190 مراجعه
ها، استانداردها، مشخصات و الزامـات فنـي تعيـين شـده توسـط كارفرمـا
.شوندكنندگان تأييد شده توسط كارفرما خريداري
ازنده، كارفرما بايد سطح و دامنه كنترل كيفي س
منظور احتمال تغيير مسير، صدمات ناشي از حمل و نقل، نصب
.ز پروژه سفارش شوندبيني و همراه مقادير حقيقي مورد نيا
IPS-M-PI تكميـل شـده مطابقـت
ASME B 31. وASME B 31.8 ايـن و
هاي مربوطه كه توسط كارفرما مشخص شده مطابقت داشته
نحـوي شود مجراهاي ورودي و خروجي شير به
در . باشـند API-6Dترجيحـاً از نـوع لـولايي و طبـق اسـتاندارد
.مورد استفاده قرار گيرند
كـار همت خط لوله باي نبايد در هيچ قس
.، هر كدام كه بيشتر است150
.، هر كدام كه بيشتر است1220
Feb. 2019 IPS
23
ها، استانداردها، مشخصات و الزامـات فنـي تعيـين شـده توسـط كارفرمـا نامه با آئين تمام مواد
كنندگان تأييد شده توسط كارفرما خريداري تهيه/سازندگان/مطابقت داشته باشند و از فروشندگان
كنترل كيفي س سيستمبسته به اهميت خط لوله، نوع مواد، عملكرد قبلي و
.مشخص نمايد) درصورت وجود(بازرسي كه قصد انجام آن را دارد
منظور احتمال تغيير مسير، صدمات ناشي از حمل و نقل، نصب شود براي هر قطري از خط لوله به
بيني و همراه مقادير حقيقي مورد نيا ، كالاي اضافي به مقدار كافي پيش
PI-190كه توسط API Spec. 5Lهاي فولادي كربني بايد با مشخصات
ASME B 31.4بايد با استانداردهاي ) نيستند API 5Lكه از خانواده
هاي مربوطه كه توسط كارفرما مشخص شده مطابقت داشته نامه استاندارد و همچنين ساير استانداردها و آئين
.مجاز نيست API 5L (PSL1) استفاده از لوله بر اساس
شود مجراهاي ورودي و خروجي شير به توصيه مي. باشند IPS-M-PI-110شيرها بايد طبق استاندارد
.تعيين شوند كه با قطر داخلي لوله همخواني داشته باشند
ترجيحـاً از نـوع لـولايي و طبـق اسـتاندارد شود ، توصيه ميطرفه
مورد استفاده قرار گيرندتواند طرفه مي يك هايشيرساير انواع ،صورت اخذ تأييد قبلي از كارفرما
انشعابات، اتصالات، غيره
.باشند IPS-M-PI-150ها و اتصالات بايد مطابق با
اي نبايد در هيچ قس هاي نر و ماده و فلنج) اتصالات و غيرهلوله به لوله،
:نقاط اتصال براي
mm 150برابر قطر يا 5/2: )اينچ mm 150 )6 كوچكتراز
mm150 تاmm610 )6 دو برابر قطر: )اينچ 24 تا
mm 1220يا قطر يك: )اينچ mm 610 )24 از بزرگتر
:انشعابات، اتصالات و ملحقات محل
IPS-E-PI-140(2)
الاكتدارك 8-2
تمام مواد ضروري است
مطابقت داشته باشند و از فروشندگان
بسته به اهميت خط لوله، نوع مواد، عملكرد قبلي و
بازرسي كه قصد انجام آن را دارد
شود براي هر قطري از خط لوله به توصيه مي
، كالاي اضافي به مقدار كافي پيشآزمونو
مواد خط لوله 8-3
هاي فولادي كربني بايد با مشخصات لوله
.داشته باشند
كه از خانواده (ها ساير لوله
استاندارد و همچنين ساير استانداردها و آئين
استفاده از لوله بر اساس .باشند
شيرها 8-4
شيرها بايد طبق استاندارد
تعيين شوند كه با قطر داخلي لوله همخواني داشته باشند
طرفه شيرهاي يكدر مورد
صورت اخذ تأييد قبلي از كارفرما
انشعابات، اتصالات، غيره 8-5
ها و اتصالات بايد مطابق با فلنج
لوله به لوله، (اي اتصالات رزوه
.برده شوند
براي لوله تكه مجاز طول
كوچكتراز سايز با لوله براي -
mm سايز با لوله براي -
بزرگتر سايز با لوله براي -
در لوله تكه مجاز طول
، هر كدام كه بيشـتر mm 150 قطعه، يا
ها ترجيحاً از نوع گلوئي بوده و گلـوئي آن بـا قطـر داخلـي خـط لولـه بـراي جوشـكاري
صورت مارپيچ پيچيده شـده، اسـتفاده هاز واشر نوع سطح برجسته كه ب
ط لوله توصـيه در خ DN 50 (NPS 2)يا اتصالات ابزار دقيق كوچكتر از
اسـتفاده از رابـط انشـعاب . اندازه انشعابات بايد برابر قطر لولـه باشـد
هـاي مربـوط بـه محـيط مني و ريسك
و ) هاي مكـرر و نظـاير آن بندي هاي سيال، احتمال خرابي
طـول خـط لولـه، (دسترسي براي تعمير و نگهداري و بازرسي خط لوله و همچنين عوامـل اقتصـادي
بررسي قرار گرفته موردبرداري، مسيرهاي ديگر نيز
همچنين براي استعلام مسـير و خـط
هاي مربوط مكاتبات لازم ها با ادارات و سازمان
هاي انجام شـده شود اطلاعات بررسي
ه اسـتاندارد اين اطلاعات بايد با اطلاعـات داده شـده در نقش ـ
هاي اضافي پلان و برش طولي مسير در مقيـاس بـزرگ
Feb. 2019 IPS
24
قطعه، يا ترين ديواره ضخيم ضخامت برابر شش اتصالات، يا
:محيطي هاي جوش مجاز تكه لوله بين
.، هر كدام كه بيشتر استmm 500 لوله يا
ها ترجيحاً از نوع گلوئي بوده و گلـوئي آن بـا قطـر داخلـي خـط لولـه بـراي جوشـكاري
:فلنجي بايد انجام شودمتابعت از شرايط زير در اتصالات
.و كمتر 600 فشارفلنج از نوع سطح برجسته براي رده
.و خطوط جريان 600بالاي فشارال رينگي براي رده
از واشر نوع سطح برجسته كه ب شود ميتوصيه هاي سطح برجسته
يا اتصالات ابزار دقيق كوچكتر از ودليل استحكام مكانيكي استفاده از انشعابات
اندازه انشعابات بايد برابر قطر لولـه باشـد DN 50 (NPS 2)براي خطوط لوله كوچكتر از
DN 75 (NPS 3) شود توصيه نمي.
انتخاب مسير خط لوله
مني و ريسكمخصوصاً اي( هاي مربوطه سكيرتوجه خاصي به
بندي هاي سيال، احتمال خرابي هاي موقعيت خط لوله، دسته
دسترسي براي تعمير و نگهداري و بازرسي خط لوله و همچنين عوامـل اقتصـادي
.خاصي مبذول گرددتوجه ) ها و نظاير آن ، تقاطع
برداري، مسيرهاي ديگر نيز نتخاب مسير مناسب و انجام نقشهشود قبل از ا
همچنين براي استعلام مسـير و خـط . زمين شناسي مطالعه گردند/هاي موجود و اطلاعات فني زمين
ها با ادارات و سازمان زمانلوله، جهت اطمينان از رعايت مقررات حريم مصوبه آن سا
بررسي مسير و خاك
شود اطلاعات بررسي توصيه مي ،قبل از نهايي كردن مسير خط لوله و انجام طراحي تفصيلي
اين اطلاعات بايد با اطلاعـات داده شـده در نقش ـ . در مورد جزئيات مسير در دسترس قرار گيرند
هاي اضافي پلان و برش طولي مسير در مقيـاس بـزرگ شود نقشه توصيه مي. كارفرما همخواني داشته باشند
IPS-E-PI-140(2)
اتصالات، يا يا انشعاب قطر -
.است
مجاز تكه لوله بين طول
لوله يا قطر خارجي -
ها ترجيحاً از نوع گلوئي بوده و گلـوئي آن بـا قطـر داخلـي خـط لولـه بـراي جوشـكاري فلنج شود ميتوصيه
.همخواني داشته باشد
متابعت از شرايط زير در اتصالات
فلنج از نوع سطح برجسته براي رده -
ال رينگي براي رده فلنج از نوع اتص -
هاي سطح برجسته براي فلنج -يادآوري
دليل استحكام مكانيكي استفاده از انشعابات به. شود
براي خطوط لوله كوچكتر از . شود مين
DN 75 (NPS 3)جوشي بزرگتر از
انتخاب مسير خط لوله 9
كليات 9-1
توجه خاصي به در انتخاب مسير بايد
هاي موقعيت خط لوله، دسته زيست بر مبناي رده
دسترسي براي تعمير و نگهداري و بازرسي خط لوله و همچنين عوامـل اقتصـادي قابليت
، تقاطعالعبور مناطق صعب
شود قبل از ا توصيه مي
هاي موجود و اطلاعات فني زمين و نقشه
لوله، جهت اطمينان از رعايت مقررات حريم مصوبه آن سا
.انجام شود
بررسي مسير و خاك 9-2
قبل از نهايي كردن مسير خط لوله و انجام طراحي تفصيلي
در مورد جزئيات مسير در دسترس قرار گيرند
كارفرما همخواني داشته باشند
عينـي بـراي منـاطق م . آهن و نظاير آن تهيـه شـوند
هـاي بـرش نقشـه در ،دارندهاي با ارتفاع بالا
وقتـي مقـادير (برابر قطر خط لوله نباشد
:شرح زير بايد ارائه شوند اطلاعات اضافي به
هـا، هـا، زلزلـه يا رانش زمين، گسـل
؛)پوشش گياهي، جانوري و نظاير آن
ن براي تعيين ميزان مشكلات حفاري؛
براي مثـال سـايش (، نشست زمين
؛)هاي استخراج معادن
خطوط لوله كه قرار است مدفون شود؛
شود توصيه مي. منظور انتخاب پوشش و طراحي حفاظت كاتدي
هاي سولفيدي احيا كننده تغييـر نماينـد،
دهد، از قبل شناسائي شوند؛ يش مي
از عبـور در و باشـد داشته را جاده و
طـه هاي مسكوني بايد به مقررات ايمني ابلاغـي شـركت مربو
الزامـات جداسـازي خـط لولـه از سـاير تأسيسـات داخـل
.اين استاندارد مراجعه شود
سسـه مؤدستورالعمل نمونه براي عمليات ايمني
Feb. 2019 IPS
25
آهن و نظاير آن تهيـه شـوند ها، راه ها، جاده قاطع دشوار مثل تقاطع با رودخانه
.باشد توپولوژيهاي كامل ممكن است نياز به تهيه نقشه
هاي با ارتفاع بالا شود مناطقي كه نياز به حفاري عميق و يا نگهدارنده
.طولي مسير نشان داده شوند
برابر قطر خط لوله نباشد 500شود شعاع انحناي خط لوله در طول مسير كمتر از
اطلاعات اضافي به). استفاده گرددشود از خم كمتري مورد نياز باشد توصيه مي
يا رانش زمين، گسـل مثل ريزش كوه (اطلاعات فني زمين و ساير عوامل زيست محيطي
پوشش گياهي، جانوري و نظاير آن هاي با رودخانه، اطلاعات جوي، ها، جريانات در تقاطع
ن براي تعيين ميزان مشكلات حفاري؛تعيين نوع خاك و استحكام آ منظور
، نشست زمين )يا طراحي نگهدارنده/دفن و(منظور طراحي زيرسازي
هاي استخراج معادن هاي اسيدي يا فعاليت زيرزمين و تشكيل حفره توسط آب
خطوط لوله كه قرار است مدفون شود؛زمستان در طول مسير هاي زيرزميني در اواسط بهار و
منظور انتخاب پوشش و طراحي حفاظت كاتدي مقاومت خاك در طول مسير خط لوله به
هاي سولفيدي احيا كننده تغييـر نماينـد، مناطقي كه خواص خاك ممكن است به علت عواملي نظير باكتري
يش ميهاي حفاظت كاتدي را افزا سيستمياز براي كه اين امر جريان مورد ن
و رودخانه ها، با گسل تقاطع تعداد كمترين بايد شده گرفته
.شوداجتناب و پرشيب لغزشي بركه، باتلاقي،
هاي مسكوني مجاورت با ساختمان
هاي مسكوني بايد به مقررات ايمني ابلاغـي شـركت مربو براي تعيين حداقل فاصله خط لوله از ساختمان
مجاورت با ساير تأسيسات
الزامـات جداسـازي خـط لولـه از سـاير تأسيسـات داخـل Dو B ,Cهاي دسته شود براي سيال
.باشد IPS-E-PI-240محدوده كارخانه طبق استاندارد
اين استاندارد مراجعه شود 11ها به بند براي الزامات جداسازي در تقاطع
دستورالعمل نمونه براي عمليات ايمني 15قسمت خطوط لوله به بندي مناطق اطراف
IPS-E-PI-140(2)
قاطع دشوار مثل تقاطع با رودخانهبراي م
ممكن است نياز به تهيه نقشه
شود مناطقي كه نياز به حفاري عميق و يا نگهدارنده يه ميتوص
طولي مسير نشان داده شوند
شود شعاع انحناي خط لوله در طول مسير كمتر از توصيه مي
كمتري مورد نياز باشد توصيه مي
اطلاعات فني زمين و ساير عوامل زيست محيطي -الف
ها، جريانات در تقاطع سيل
منظور بررسي خاك به -ب
منظور طراحي زيرسازي بررسي خاك به -پ
زيرزمين و تشكيل حفره توسط آب
هاي زيرزميني در اواسط بهار و سطح آب -ت
مقاومت خاك در طول مسير خط لوله به -ث
مناطقي كه خواص خاك ممكن است به علت عواملي نظير باكتري
كه اين امر جريان مورد ن
گرفته نظر در مسير -ج
باتلاقي، سنگي، هاي زمين
مجاورت با ساختمان 9-3
براي تعيين حداقل فاصله خط لوله از ساختمان
.مراجعه نمود
مجاورت با ساير تأسيسات 9-4
شود براي سيال توصيه مي -
محدوده كارخانه طبق استاندارد
براي الزامات جداسازي در تقاطع -
بندي مناطق اطراف براي دسته -
.انرژي مراجعه شود
منظور عمليات اجرايي نصـب خـط لولـه
.و امكان دستيابي براي بازرسي و تعميرات آن باشد
.عمل آيد هاي تحصيل اراضي بايد تهيه شود و با مسئولان مربوطه هماهنگي لازم به
:شود براي هر پروژه خط لوله بر مبناي معيارهاي زير پهناي جاده اختصاصي مشخص شود
ر آن؛
اي و كوهسـتاني كـه ممكـن اسـت عمليـات
.
.باشد IPS-D-PI-143نقشه استاندارد
توان آن توانند به عنوان حداقل پهناي جاده اختصاصي در نظر گرفته شوند و در صورت لزوم مي
هاي معينـي اجـازه تعـريض محدوديت
:كارفرما آن را كم نمود
m 40):اينچ
m60: بر مبناي يك تا سه خط در هر مسير
Feb. 2019 IPS
26
جاده اختصاصي
منظور عمليات اجرايي نصـب خـط لولـه خط لوله بايد داراي يك جاده اختصاصي دائمي با عرض كافي به
و امكان دستيابي براي بازرسي و تعميرات آن باشد) شامل خطوط لوله اضافي در آينده
هاي تحصيل اراضي بايد تهيه شود و با مسئولان مربوطه هماهنگي لازم به
اي جاده اختصاصي
شود براي هر پروژه خط لوله بر مبناي معيارهاي زير پهناي جاده اختصاصي مشخص شود
خط لوله مدفون يا رو زميني؛
؛وضعيت زيگزاك خط لوله روي زميني
ر آن؛اي و نظاي تپهقرار گرفتن خط لوله در مناطق هموار يا كوهستاني يا
اي و كوهسـتاني كـه ممكـن اسـت عمليـات مخصوصـاً در منـاطق تپـه (خطوط لوله آينده در همان مسير
؛)اختصاصي موجود توليد مشكل نمايديا تعريض جاده
.نوع سيال و فشار خط لوله و عواقب مخاطرات ناشي از شكست خط لوله
نقشه استاندارد مطابقد پهناي جاده اختصاصي براي خطوط لوله مدفون باي
توانند به عنوان حداقل پهناي جاده اختصاصي در نظر گرفته شوند و در صورت لزوم مي
محدوديتاضافه نمود و يا اگر ،باشد خاصي ا تا حدي كه مناسب الزامات پروژه
كارفرما آن را كم نمود با اخذ تأييد از ،آل و مورد نياز را ندهد جاده اختصاصي تا پهناي ايده
:در مناطق هموار خطوط لوله روي زميني
mm 150 )6 و كمتر) اينچ:m 25
mm 200 )8 اينچ 26( 650ر اسمي شامل قط تا و) اينچ
بر مبناي يك تا سه خط در هر مسير و) اينچ mm650 )26براي قطر اسمي بالاتر از
:اي و كوهستاني هاي روي زميني در مناطق تپه
mm 400 )16 و كمتر) اينچ :m21
m 24):اينچ mm400 )16براي قطر اسمي بالاتر از
IPS-E-PI-140(2)
جاده اختصاصي 9-5
خط لوله بايد داراي يك جاده اختصاصي دائمي با عرض كافي بههر
شامل خطوط لوله اضافي در آينده(
هاي تحصيل اراضي بايد تهيه شود و با مسئولان مربوطه هماهنگي لازم به نقشه
اي جاده اختصاصيپهن 9-5-1
شود براي هر پروژه خط لوله بر مبناي معيارهاي زير پهناي جاده اختصاصي مشخص شود توصيه مي
خط لوله مدفون يا رو زميني؛ -
قطر خط لوله؛ -
روش ساخت؛ -
وضعيت زيگزاك خط لوله روي زميني -
قرار گرفتن خط لوله در مناطق هموار يا كوهستاني يا -
خطوط لوله آينده در همان مسير -
يا تعريض جاده /انفجاري و
نوع سيال و فشار خط لوله و عواقب مخاطرات ناشي از شكست خط لوله -
پهناي جاده اختصاصي براي خطوط لوله مدفون باي
توانند به عنوان حداقل پهناي جاده اختصاصي در نظر گرفته شوند و در صورت لزوم مي اعداد زير مي
ا تا حدي كه مناسب الزامات پروژهر
جاده اختصاصي تا پهناي ايده
خطوط لوله روي زمينيبراي -الف
mm براي قطر اسمي -
mm براي قطر اسمي -
براي قطر اسمي بالاتر از -
هاي روي زميني در مناطق تپه براي لوله -ب
mm براي قطر اسمي -
براي قطر اسمي بالاتر از -
شـود كـه عـرض جـاده اختصاصـي بـر اسـاس نقشـه اسـتاندارد
د در شرايط خاص كه فضاي كافي جهت عبور لوله
شـود حـداقل نماينـد، توصـيه مـي وجود ندارد و با اخذ تأييد از كارفرما، وقتي كه چندين خط لوله بايد از يك كانال لوله عبـور
مجـزا يـا هـاي جهت تعيين فواصل مناسب براي خطوط لوله با كانال
، )غيـره مانند كريدورها و (در شرايط خاص كه فضا كافي نيست
آهـن و آبراهـه توصـيه ها، راه ها، خطوط برق فشار قوي، جاده
توانـد خسـارات اگر خط لوله در مسير موازي با خطوط برق فشار قوي باشد، اثرات جريان القايي در خط لولـه مـي
:طور كلي موارد زير مد نظر قرار گيرند
.بايد رعايت شوند
باشـد، بايـد ارزيـابي ريسـك و بزرگتـر 63
انجام شود و اقدامات لازم جهت حداقل نمـودن اثـرات القـايي جريـان و كنتـرل آن
.هاي حفاظت كاتدي بايد متناسب با اثرات مذكور طراحي شوند
باشـد، حـداقل kV 110 ر، به موازات خطوط برق فشار قوي با ولتـاژ حـداقل
فاصله از خطوط برق فشار قوي لازم است؛ مگر اينكه ارزيابي ريسك انجام شده و بر آن اساس با اخذ تاييد از كارفرمـا
m 500 باشـد، حـداقل kV 110 قوي بـا ولتـاژ حـداقل
فاصله از خطوط برق فشار قوي لازم است؛ مگر اينكه ارزيابي ريسك انجام شده و بر آن اساس با اخـذ تاييـد از كارفرمـا فواصـل
كمتر از يك (د، در فواصل كوتاه با اين وجو
هم برسد كه در اين حالـت بـراي دسترسـي بـه ايـن
هاي طولي تند، با در شيب. شوند در نظر گرفته مي
هاي فصلي كه امكان دارد باعث از جا كنـده شـدن خـط
هاي معادل در ديواره لوله در محدوده قابل قبول باشد يا
تدابير ترميمي انديشيده شود تا نيروهاي طولي وارد بر خط لوله حاصل از وزن خط لوله و محتوي آن را كـم
طراحـي جـاده اختصاصـي بـا مشخصـات خـم لولـه و همچنـين بـا مشخصـات اسـتاندارد
Feb. 2019 IPS
27
شـود كـه عـرض جـاده اختصاصـي بـر اسـاس نقشـه اسـتاندارد براي خطوط لوله مـدفون توصـيه مـي
.باشد، مگر آنكه چيز ديگري مشخص شده باشد
د در شرايط خاص كه فضاي كافي جهت عبور لوله قراردادن چندين خط لوله در يك كانال مجاز نيست؛ با اين وجو
وجود ندارد و با اخذ تأييد از كارفرما، وقتي كه چندين خط لوله بايد از يك كانال لوله عبـور
جهت تعيين فواصل مناسب براي خطوط لوله با كانال. باشد m 9/0 فاصله سطح تا سطح بين دو خط لوله مجاور
در شرايط خاص كه فضا كافي نيست . عمل شود IPS-D-PI-143 رو زميني بر اساس نقشه استاندارد
. تواند تغيير يابد فواصل خطوط لوله با ارزيابي مهندسي واخذ تاييديه از كارفرما مي
ها، خطوط برق فشار قوي، جاده در محل تقاطع خط لوله با خطوط لوله موجود، كابل
.باشد 90 ° تا 60 ° شود كه زاويه تقاطع بين
اگر خط لوله در مسير موازي با خطوط برق فشار قوي باشد، اثرات جريان القايي در خط لولـه مـي
طور كلي موارد زير مد نظر قرار گيرند هشود كه ب خوردگي در پي داشته باشد؛ در اين حالت توصيه مي
بايد رعايت شوند IPS-E-EL-160هاي بيان شده براي خطوط لوله در استاندارد
kV 63 در شرايطي كه خط لوله در مسير موازي با خطوط برق فشار قوي با ولتاژهاي
BS EN ISO 18086 انجام شود و اقدامات لازم جهت حداقل نمـودن اثـرات القـايي جريـان و كنتـرل آن
هاي حفاظت كاتدي بايد متناسب با اثرات مذكور طراحي شوند همچنين سيستم
ر، به موازات خطوط برق فشار قوي با ولتـاژ حـداقل يا كمت km 3 اگر خط لوله در مسافتي به اندازه
فاصله از خطوط برق فشار قوي لازم است؛ مگر اينكه ارزيابي ريسك انجام شده و بر آن اساس با اخذ تاييد از كارفرمـا
قوي بـا ولتـاژ حـداقل به موازات خطوط برق فشار km 3 اگر خط لوله در مسافتي بيش از
فاصله از خطوط برق فشار قوي لازم است؛ مگر اينكه ارزيابي ريسك انجام شده و بر آن اساس با اخـذ تاييـد از كارفرمـا فواصـل
ساير ملاحظات
با اين وجو. تجاوز ننمايد 22 % شود شيب طولي جاده اختصاصي از
هم برسد كه در اين حالـت بـراي دسترسـي بـه ايـن 30% تواند به شيب طولي جاده اختصاصي مي
در نظر گرفته مي 22% هاي دسترسي با شيب طولي حداكثر
هاي فصلي كه امكان دارد باعث از جا كنـده شـدن خـط در نظر گرفتن عمق دفن، نوع خاك و وجود سيلاب
هاي معادل در ديواره لوله در محدوده قابل قبول باشد يا كه تنششود لوله شوند، بهتر است اطمينان حاصل
تدابير ترميمي انديشيده شود تا نيروهاي طولي وارد بر خط لوله حاصل از وزن خط لوله و محتوي آن را كـم
طراحـي جـاده اختصاصـي بـا مشخصـات خـم لولـه و همچنـين بـا مشخصـات اسـتاندارد
.مطابقت داشته باشد
IPS-E-PI-140(2)
براي خطوط لوله مـدفون توصـيه مـي -پ
IPS-D-PI-143 باشد، مگر آنكه چيز ديگري مشخص شده باشد
قراردادن چندين خط لوله در يك كانال مجاز نيست؛ با اين وجو -1يادآوري
وجود ندارد و با اخذ تأييد از كارفرما، وقتي كه چندين خط لوله بايد از يك كانال لوله عبـور
فاصله سطح تا سطح بين دو خط لوله مجاور
رو زميني بر اساس نقشه استاندارد
فواصل خطوط لوله با ارزيابي مهندسي واخذ تاييديه از كارفرما مي
در محل تقاطع خط لوله با خطوط لوله موجود، كابل -2يادآوري
شود كه زاويه تقاطع بين مي
اگر خط لوله در مسير موازي با خطوط برق فشار قوي باشد، اثرات جريان القايي در خط لولـه مـي -3يادآوري
خوردگي در پي داشته باشد؛ در اين حالت توصيه مي
هاي بيان شده براي خطوط لوله در استاندارد حريم -
در شرايطي كه خط لوله در مسير موازي با خطوط برق فشار قوي با ولتاژهاي -
BS EN ISO 18086مطابق با استاندارد
همچنين سيستم. صورت پذيرد
اگر خط لوله در مسافتي به اندازه -
m 200 فاصله از خطوط برق فشار قوي لازم است؛ مگر اينكه ارزيابي ريسك انجام شده و بر آن اساس با اخذ تاييد از كارفرمـا
.فواصل تغيير يابد
اگر خط لوله در مسافتي بيش از -
فاصله از خطوط برق فشار قوي لازم است؛ مگر اينكه ارزيابي ريسك انجام شده و بر آن اساس با اخـذ تاييـد از كارفرمـا فواصـل
.تغيير يابد
ساير ملاحظات 9-5-2
شود شيب طولي جاده اختصاصي از توصيه مي
شيب طولي جاده اختصاصي مي) كيلومتر
هاي دسترسي با شيب طولي حداكثر ها جاده قسمت
در نظر گرفتن عمق دفن، نوع خاك و وجود سيلاب
لوله شوند، بهتر است اطمينان حاصل
تدابير ترميمي انديشيده شود تا نيروهاي طولي وارد بر خط لوله حاصل از وزن خط لوله و محتوي آن را كـم
.يا حذف نمايد
طراحـي جـاده اختصاصـي بـا مشخصـات خـم لولـه و همچنـين بـا مشخصـات اسـتاندارد شـود مـي يه توص
IPS-C-CE-112 مطابقت داشته باشد
غير عادي، آتش سوزي، غلطيدن و
. كننـد اند، معمولاً خطوط لوله را در زير خاك دفـن مـي
باشد؛ ولي مدفون بودن يا نبودن خط لوله مي
شوند مگر آنكه شرايط زمين، دفن لولـه را
. قدري كوتاه باشد كه مزايـاي دفـن كـردن قابـل توجيـه نباشـد
وانند ت مي) مثل خطوط جرياني( ها
مگر آنكه دلايل قابل قبولي مثل الزامات فرآيندي، حفاظت در برابر تغييرات روزانـه دمـا يـا
آورده شـده 4و 3داول ترتيـب در ج ـ
حداقل عمق دفن توصيه شده براي خطوط لوله نفت مدفون
كانال لوله در نواحي
زراعي
mm
كانال لوله در نواحي غير
اي زراعي و غير صخره
1200
400
مدفون گاز حداقل عمق دفن توصيه شده براي خطوط لوله
اي هاي صخره نحداقل عمق دفن در زمي
m
6/0
8/0
0/1
.
بـراي (فاصله سطح تا سطح منظـور گـردد
Feb. 2019 IPS
28
گذاري خط لوله حفاظت و علامت
و آب و هوائي ه از صدمات مكانيكي، شرايط محيطي
اند، معمولاً خطوط لوله را در زير خاك دفـن مـي ها كاملاً مهار شده غيره و جهت اطمينان از اينكه آن
مدفون بودن يا نبودن خط لوله مي كننده تعيين ،عنوان يك قاعده كلي ارزيابي ريسك و مهندسي
شوند مگر آنكه شرايط زمين، دفن لولـه را و بيشتر دفن مي) اينچ 16( 400ي معمولاً خطوط لوله با قطر اسم
قدري كوتاه باشد كه مزايـاي دفـن كـردن قابـل توجيـه نباشـد غير عملي سازد و يا اينكه طول خط لوله به
ها و كمتر و با عمر كوتاه در تمام اندازه) اينچ 12( 300
مگر آنكه دلايل قابل قبولي مثل الزامات فرآيندي، حفاظت در برابر تغييرات روزانـه دمـا يـا
.هاي مسكوني و نظاير آن براي دفن وجود داشته باشد
كانال لوله
ترتيـب در ج ـ حداقل عمق دفن توصيه شده براي خطوط لوله نفت و گاز مـدفون بـه
حداقل عمق دفن توصيه شده براي خطوط لوله نفت مدفون -3جدول
كانال لوله در نواحي غير
زراعي و غير صخره
mm
كانال لوله در نواحي
اي صخره
mm
حداقل عمق خاك روي لوله 600 900
كانال علاوه بر قطر لوله 400 400
حداقل عمق دفن توصيه شده براي خطوط لوله - 4جدول
حداقل عمق دفن در زمي هاي معمولي در زمين حداقل عمق دفن
m
9/0
0/1
2/1
.باشد تا سطح روي لوله مي منظور از عمق دفن فاصله سطح طبيعي زمين
فاصله سطح تا سطح منظـور گـردد m 9/0 شود بين خط لوله و ساير تأسيسات مدفون حداقل
).مراجعه شود 4-3-11لوله به بند
IPS-E-PI-140(2)
حفاظت و علامت 10
فلسفه دفن 1- 10
ه از صدمات مكانيكي، شرايط محيطيبراي حفاظت خط لول
غيره و جهت اطمينان از اينكه آن
عنوان يك قاعده كلي ارزيابي ريسك و مهندسي به
معمولاً خطوط لوله با قطر اسم
غير عملي سازد و يا اينكه طول خط لوله به
300خطوط با قطر اسمي
مگر آنكه دلايل قابل قبولي مثل الزامات فرآيندي، حفاظت در برابر تغييرات روزانـه دمـا يـا . رو زميني باشند
هاي مسكوني و نظاير آن براي دفن وجود داشته باشد گذر از مكان
كانال لوله هاي اندازه 2- 10
حداقل عمق دفن توصيه شده براي خطوط لوله نفت و گاز مـدفون بـه
.است
جدول
عنوان
حداقل عمق خاك روي لوله
كانال علاوه بر قطر لوله پهناي اضافي
جدول
حداقل عمق دفن محل
1كلاس
2كلاس
4و 3گلاس
منظور از عمق دفن فاصله سطح طبيعي زمين -1يادآوري
شود بين خط لوله و ساير تأسيسات مدفون حداقل توصيه مي -2يادآوري
لوله به بند تقاطع با ساير خطوط
جـائي كـه هـاي زراعتـي هاي مشخص ممكن است نياز به عمق بيشتري براي دفن باشد مثل زمين
براي عمق m 2/1 در بيشتر حالات عمقي برابر
اي حـداقل هـاي صـخره ها از جملـه زمـين
،بنـدي شـده يا عايق/شده و براي خطوط لوله پوشش داده
. در نظر گرفته شود شود قطر خارجي روكش يا عايق براي محاسبه حداقل عمق دفن
يا ساير مواد نرم مورد تأييـد كارفرمـا،
.باشد
وجـود آمـده بـر اثـر علت نيروي فشاري بالاي به
لوله اضافه شود در چنين حالاتي توصيه مي شود عمق دفن
اي طور كلي ضخامت خاك روي لوله بـه انـدازه
باشد كه بتواند اثرات نيروهاي حاصل از انبساط و انقباض و ساير نيروهاي وارده بر اثر فشار داخلي و نيز وزن
بـه دو انتهاي خط لوله دفن شده و ساير نقاطي كـه خـط جهـت اتصـال
و تغييرات دما را MAIPاين مهار بايد براي كاربرد مخصوص به خود طراحي شود تا بتواند نيروهاي وارده از
هاي فصلي و يا مجـاري آب خشـك شـده،
.نمايد، مناسب باشد
هاي غير مدفون خط لوله بايد بر اساس شرايط مختص به خود مورد توجه قرار گرفته و از اين رو
. لوگيري شـود ها با زمين ج نحوي نصب شوند كه هميشه از تماس آن
حدي باشند كه كـف خـط شود به ها بايد مناسب با شرايط محلي انتخاب شوند اما توصيه مي
به شكل زيگزاك نصب شوند تا از اثرات انبساط و انقبـاض
هر حال در شرايط خـاص توصـيه ه
هاي جايگزين مثل مهـار كامـل خـط
كـار گرفتـه شـود تـا از ه، ب ـ)عنوان مثال در فواصل مناسب اسـتفاده از مهـار كـافي
.يروهاي متداول غالب جلوگيري شود
Feb. 2019 IPS
29
هاي مشخص ممكن است نياز به عمق بيشتري براي دفن باشد مثل زمين
در بيشتر حالات عمقي برابر. عمق شيار شخم و سيستم زهكشي بايد در نظر گرفته شوند
ها از جملـه زمـين شود عرض كانال در تمام زمين توصيه مي.
براي خطوط لوله پوشش داده. بيشتر از قطر خارجي خط لوله باشد
شود قطر خارجي روكش يا عايق براي محاسبه حداقل عمق دفن
يا ساير مواد نرم مورد تأييـد كارفرمـا، mm 10 ريزي اوليه اطراف لوله بايد با خاك نرم با مش حداكثر
باشد IPS-C-PI-140 ساير الزامات خاكريزي بايد مطابق استاندارد
مهار براي خطوط لوله
علت نيروي فشاري بالاي به هائي با دماي بالا ممكن است به در سرويس
در چنين حالاتي توصيه مي شود عمق دفن. انبساط حرارتي تحت كمانش فاحش قرار گيرند
طور كلي ضخامت خاك روي لوله بـه انـدازه هشود كه ب توصيه مي. شود تا از اين كمانش فاحش جلوگيري
باشد كه بتواند اثرات نيروهاي حاصل از انبساط و انقباض و ساير نيروهاي وارده بر اثر فشار داخلي و نيز وزن
دو انتهاي خط لوله دفن شده و ساير نقاطي كـه خـط جهـت اتصـال . خط لوله در سرازيري را مهار نمايد
.وسيله مهار ثابت شوند آيند بايد به تأسيسات روي زمين مي
اين مهار بايد براي كاربرد مخصوص به خود طراحي شود تا بتواند نيروهاي وارده از
هاي فصلي و يا مجـاري آب خشـك شـده، تحمل نموده و براي شرايط زمين مخصوصاً در مسيرهاي سيلاب
نمايد، مناسب باشد هاي طولي مي حلي كه وزن خط لوله توليد تنش
خطوط لوله غير مدفون
هاي غير مدفون خط لوله بايد بر اساس شرايط مختص به خود مورد توجه قرار گرفته و از اين رو
نحوي نصب شوند كه هميشه از تماس آن علت جلوگيري از خوردگي خارجي به
.طراحي شوند IPS-G-PI-280هاي لوله بايد بر اساس استاندارد
ها بايد مناسب با شرايط محلي انتخاب شوند اما توصيه مي
.بالاتر باشد mm 300 لوله از بالاترين سطح سيل ثبت شده
به شكل زيگزاك نصب شوند تا از اثرات انبساط و انقبـاض كه معمولاً خطوط لوله غير مدفون
هب. باشد 1شكل زيگزاك ممكن است مطابق با شكل
.با طراحي مناسب تعيين شود شود كه شكل صحيح
هاي جايگزين مثل مهـار كامـل خـط شود كه روش از شكل زيگزاك نتوان استفاده نمود، توصيه مي
عنوان مثال در فواصل مناسب اسـتفاده از مهـار كـافي هب(
يروهاي متداول غالب جلوگيري شودگذاري انبساط و انقباض حرارتي و نيز ساير ن
IPS-E-PI-140(2)
هاي مشخص ممكن است نياز به عمق بيشتري براي دفن باشد مثل زمين در محل
عمق شيار شخم و سيستم زهكشي بايد در نظر گرفته شوند
. دفن كافي خواهد بود
mm 400 بيشتر از قطر خارجي خط لوله باشد
شود قطر خارجي روكش يا عايق براي محاسبه حداقل عمق دفن توصيه مي
ريزي اوليه اطراف لوله بايد با خاك نرم با مش حداكثر خاك
ساير الزامات خاكريزي بايد مطابق استاندارد. انجام شود
مهار براي خطوط لوله 3- 10
در سرويسهاي مدفون لوله
انبساط حرارتي تحت كمانش فاحش قرار گيرند
تا از اين كمانش فاحش جلوگيري
باشد كه بتواند اثرات نيروهاي حاصل از انبساط و انقباض و ساير نيروهاي وارده بر اثر فشار داخلي و نيز وزن
خط لوله در سرازيري را مهار نمايد
تأسيسات روي زمين مي
اين مهار بايد براي كاربرد مخصوص به خود طراحي شود تا بتواند نيروهاي وارده از
تحمل نموده و براي شرايط زمين مخصوصاً در مسيرهاي سيلاب
حلي كه وزن خط لوله توليد تنشهاي تند، م شيب
خطوط لوله غير مدفون 4- 10
هاي غير مدفون خط لوله بايد بر اساس شرايط مختص به خود مورد توجه قرار گرفته و از اين رو كليه قسمت
علت جلوگيري از خوردگي خارجي به به
هاي لوله بايد بر اساس استاندارد نگهدارنده
ها بايد مناسب با شرايط محلي انتخاب شوند اما توصيه مي ارتفاع نگهدارنده
لوله از بالاترين سطح سيل ثبت شده
كه معمولاً خطوط لوله غير مدفون شود توصيه مي
شكل زيگزاك ممكن است مطابق با شكل . حرارتي مصون باشند
شود كه شكل صحيح مي
از شكل زيگزاك نتوان استفاده نمود، توصيه مي جايي كه
(لوله از هرگونه حركت
گذاري انبساط و انقباض حرارتي و نيز ساير ن اثر
در كليه نقاط اتصال نهائي لوله هاي غير مدفون به ساير تأسيسات و يا در نقاطي كه نياز به مهار كردن خـط
كـان بايد لنگرهايي طراحي و نصب شوند تـا از تغييـر م
در. هاي تركيبي در ديواره خط لولـه را در محـدوده قابـل قبـول نگـه دارد
هاي طولي بوجود آمده در ديواره لوله بر اثـر وزن خـط و
براي خطوط لوله روي زميني
طول مستقيم
)متر(
) متر(جابجايي
)حداقل
60 116 9.1
100 6.5
116 9.1
100 6.5
116 9.5
100 6.5
116 9.5
100 6.5
116 7.1
100 6.5
116 7.1
100 6.5
عنوان يك قاعده كلي در شرايط آب و هوائي خشك نيازي به اعمال پوشش ضد خوردگي روي لولـه هـايي
كه امكان خـوردگي به هر حال وقتي شرايط جوي يا خاك طوري باشند
Feb. 2019 IPS
30
در كليه نقاط اتصال نهائي لوله هاي غير مدفون به ساير تأسيسات و يا در نقاطي كه نياز به مهار كردن خـط
.هاي خط لوله استفاده شود شود كه از مهاركننده
بايد لنگرهايي طراحي و نصب شوند تـا از تغييـر م ،ها و در هر محلي كه مورد نياز است
هاي تركيبي در ديواره خط لولـه را در محـدوده قابـل قبـول نگـه دارد خط لوله جلوگيري نموده و تنش
هاي طولي بوجود آمده در ديواره لوله بر اثـر وزن خـط و شود كه تنش محاسبه تنش هاي تركيبي توصيه مي
.محتوي آن نيز در نظر گرفته شود
براي خطوط لوله روي زمينينماي بالا از شكل زيگزاك - 1شكل
هاي شكل زيگزاك اندازه -5جدول
جابجايي
حداقل( گريد جنس لوله بر اساس
API 5L
اندازه لوله
DN
4 GR B Up to DN 300 (NPS 12)
9.1 GR B/ X 42 DN 400
6.5 X 52/ ×X 60 9.1 GR B/ X 42
DN 500 6.5 X 52/ X 60 9.5 GR B/ X 42
DN 550 6.5 X52/ X 60 9.5 GR B/ X 42
DN 600 6.5 X 52/ X 60 7.1 GR B/ X 42
DN 650 6.5 X 52/ X 60 7.1 GR B/ X 42
DN 750 6.5 X 52/ X 60
محافظت در برابر خوردگي
عنوان يك قاعده كلي در شرايط آب و هوائي خشك نيازي به اعمال پوشش ضد خوردگي روي لولـه هـايي
به هر حال وقتي شرايط جوي يا خاك طوري باشند . باشد نمي ،كه با زمين تماس ندارند
IPS-E-PI-140(2)
در كليه نقاط اتصال نهائي لوله هاي غير مدفون به ساير تأسيسات و يا در نقاطي كه نياز به مهار كردن خـط
شود كه از مهاركننده توصيه مي ،لوله است
ها و در هر محلي كه مورد نياز است در سرازيري تپه
خط لوله جلوگيري نموده و تنش
محاسبه تنش هاي تركيبي توصيه مي
محتوي آن نيز در نظر گرفته شود
اندازه لوله
(NPS)
Up to DN 300 (NPS 12)
(NPS 16)
(NPS 20)
DN 550 (NPS 22)
(NPS 24)
(NPS 26)
DN 750 (NPS 30)
محافظت در برابر خوردگي 5- 10
عنوان يك قاعده كلي در شرايط آب و هوائي خشك نيازي به اعمال پوشش ضد خوردگي روي لولـه هـايي به
كه با زمين تماس ندارند
ها گاه تكيه
براي ديواره لوله در نظر ) خوردگي مجاز
، )اه آهن و يا رودخانه مثل تقاطع با جاده، راه
سـاير به و نسبت شدهحفاظت كاتدي
شـود توصـيه مـي ،شـوند ها عبـور داده مـي
.ها پوشش داده شوند دگي بر اثر ايجاد قطرات بخار آب، سطح خارجي آن
كه معمولاً در (شوند ها عبور داده مي
منظـور محافظـت در بـه ) باشـد هاي سطحي مـي
سطح خارجي كليه خطوط لوله فلزي مدفون از جمله از جـنس دوبلكـس بايـد تحـت پوشـش ضـدخوردگي
ها مناسب قرار گرفته و حفاظت كاتدي شوند و از نظر عبور جريان الكتريكي به واحدها يا تأسيساتي كه به آن
.انجام شود
انتخـاب IPS-E-TP-270هاي حفاظتي بايد با توجه به نوع خاك و شرايط محيطي و طبق استاندارد
هـايي كـه احتمـال صـدمه در محـل
،زيـاد اسـت ) ها در تقاطع با رودخانه
در . شـود شود كه علائم هشدار دهنده اضـافي نصـب
:هاي زير نشانگرهاي خط لوله نصب شوند
ات هـواگيري، انشـعابات تخليـه، طرفـه، انشـعاب
Feb. 2019 IPS
31
خوردگي مجاز(خارجي لوله وجود داشته باشد در اين صورت يا بايد ضخامت اضافي
.گرفت يا روي آن پوشش مناسب ضد خوردگي اعمال نمود
مثل تقاطع با جاده، راه(ند شو هايي از خطوط لوله روي زميني دفن مي
حفاظت كاتدي IPS-E-TP-820طبـق اده شـــده و د صورت مناسب پوشش
.شود عايق ،الكتريكيهاي خط لوله از لحاظ
ها عبـور داده مـي هايي از خط لوله كه از بالاي جريانات آبي و رودخانه
دگي بر اثر ايجاد قطرات بخار آب، سطح خارجي آنمنظور جلوگيري از خور
ها عبور داده مي هايي كه خطوط لوله رو زميني از داخل مجاري آبگذر يا زير پل
هاي سطحي مـي يا محل عبور آب/هاي اصلي و مواقع تقاطع خط لوله با جاده
.طور مناسب پوشش داده شوند هقابل پاشش آب يا ماسه و ساير ذرات ب
سطح خارجي كليه خطوط لوله فلزي مدفون از جمله از جـنس دوبلكـس بايـد تحـت پوشـش ضـدخوردگي
مناسب قرار گرفته و حفاظت كاتدي شوند و از نظر عبور جريان الكتريكي به واحدها يا تأسيساتي كه به آن
.يق الكتريكي گردد
IPS-E-TP-820حفاظت كاتدي بايد طبق استـاندارد
هاي حفاظتي بايد با توجه به نوع خاك و شرايط محيطي و طبق استاندارد
نشانگرهاي خطوط لوله
در محـل . صورت واضح با نشانگرها شناسـايي شـوند ههاي مدفون بايد ب
در تقاطع با رودخانه(ها بردارهاي مكانيكي و يا لنگر قايق خطوط لوله توسط خاك
شود كه علائم هشدار دهنده اضـافي نصـب توصيه مي ،اين نوع صدمات جهت پايين آوردن احتمال
هاي زير نشانگرهاي خط لوله نصب شوند شود كه در محل مسير خطوط لوله مدفون توصيه مي
؛در فواصل يك كيلومتري
؛در تمام تغيير مسيرهاي عمده خط لوله
هاي زيرزميني؛ راه آب ها، راه آهن، در هر دو طرف تقاطع با جاده
وله؛هاي تغيير جنس يا ضخامت ديواره ل
طرفـه، انشـعاب در محل اتصالات و شيرهاي مـدفون مثـل شـيرهاي يـك
IPS-E-PI-140(2)
خارجي لوله وجود داشته باشد در اين صورت يا بايد ضخامت اضافي
گرفت يا روي آن پوشش مناسب ضد خوردگي اعمال نمود
هايي از خطوط لوله روي زميني دفن مي جايي كه قسمت
صورت مناسب پوشش بــايد به
هاي خط لوله از لحاظ قسمت
هايي از خط لوله كه از بالاي جريانات آبي و رودخانه براي قسمت
منظور جلوگيري از خور هب
هايي كه خطوط لوله رو زميني از داخل مجاري آبگذر يا زير پل در محل
مواقع تقاطع خط لوله با جاده
قابل پاشش آب يا ماسه و ساير ذرات بم
سطح خارجي كليه خطوط لوله فلزي مدفون از جمله از جـنس دوبلكـس بايـد تحـت پوشـش ضـدخوردگي
مناسب قرار گرفته و حفاظت كاتدي شوند و از نظر عبور جريان الكتريكي به واحدها يا تأسيساتي كه به آن
يق الكتريكي گرددعا ،شود ميوصل
حفاظت كاتدي بايد طبق استـاندارد هاي سيستمطراحي
هاي حفاظتي بايد با توجه به نوع خاك و شرايط محيطي و طبق استاندارد پوشش
.شوند
نشانگرهاي خطوط لوله 6- 10
هاي مدفون بايد ب محل لوله
خطوط لوله توسط خاكرسيدن به
جهت پايين آوردن احتمال
مسير خطوط لوله مدفون توصيه مي
در فواصل يك كيلومتري -الف
در تمام تغيير مسيرهاي عمده خط لوله -ب
در هر دو طرف تقاطع با جاده -ج
هاي تغيير جنس يا ضخامت ديواره ل در محل -د
در انشعابات؛ -ه
در محل اتصالات و شيرهاي مـدفون مثـل شـيرهاي يـك -و
.گيرها و غيره لجن
IPS-D باشد.
ترين راه براي انجـام منظور تعيين مناسب
مئن طي عمر عمليـاتي آن و تقاطع بايد مطالعات دقيقي انجام شود كه توانايي خط لوله را براي كار كرد مط
تـرين محـل و نـوع تقـاطع بـر مبنـاي نتـايج
دست آمده از شرايط ژئوتكنيكي و وضعيت آب و ساير موضوعات زيست
.نيز مورد توجه خاص قرار گيرد
از بالاترين سطح mm 300 خط لوله حداقل
اگر احتمال اينكه اجسام شناور بزرگ همـراه
هـاي اين نگهدارنـده . شتيراني باشد اين فاصله بايد افزايش يابد
از طرف سيل قدري مقاوم باشند كه نيروهاي وارده
هـاي عـريض و در در رودخانـه . كنند را تحمـل نماينـد
هـاي منفـرد جاي نگهدارنده شود به
شود كه وسايل عايق كردن خـط بايد حفاظت كاتدي شود، توصيه مي
طبق استاندارد شود ميشود، توصيه
IPS-E-TP حفاظت كاتدي شوند.
شـوند هاي لوله در كف رودخانه خوابانده مـي
طوري كه خط لوله شناوري منفي لازم را داشته باشـد و در تمـام اوقـات، ضـمن
خـارج اسـت در محـل خـود زماني كه جهت بازرسي و تعمير از سرويس
.آورده شده است 14-
شود كه عمق دفن و انحناي خط لوله در ضمن خواباندن و بعـد از آن و نيـز در روش خوابانـدن،
.خصوصاً در موقع نصب جلوگيري گردد
هـاي قطـع خودكـار در طـرفين تقـاطع بـا
شـود اگر اين شيرها در حوضچه نصب شوند، توصيه مـي
الاتر باشد و اگر امكان نفوذ آب بـه داخـل حوضـچه
Feb. 2019 IPS
32
D-TP-712شود كه جزئيات ساخت و نصب طبق نقشه استاندارد
تقاطع با رودخانه
منظور تعيين مناسبوقتي كه خط لوله بايد يك رودخانه بزرگ را قطع كند، به
تقاطع بايد مطالعات دقيقي انجام شود كه توانايي خط لوله را براي كار كرد مط
تـرين محـل و نـوع تقـاطع بـر مبنـاي نتـايج انتخاب مناسـب . حداقل مشكلات نگهداري آنرا تضمين نمايد
دست آمده از شرايط ژئوتكنيكي و وضعيت آب و ساير موضوعات زيست ههاي انجام شده و اطلاعات ب
نيز مورد توجه خاص قرار گيردشود جابجايي مسير رودخانه ميتوصيه .
خط لوله حداقلحدي باشد كه ها به شود كه ارتفاع نگهدارنده
اگر احتمال اينكه اجسام شناور بزرگ همـراه . فاصله داشته باشد) قديمي ترين شرايط برگشت موجود
شتيراني باشد اين فاصله بايد افزايش يابدسيل حركت كنند و يا اينكه رودخانه قابل ك
قدري مقاوم باشند كه نيروهاي وارده مرتفع بايد مناسب با شرايط مخصوص طراحي شوند و به
كنند را تحمـل نماينـد ها برخورد مي و يا اجسام شناور همراه سيل كه با آن
شود به كه امكان وقوع جريانات سيل آسا وجود دارد، ترجيح داده مي
بايد حفاظت كاتدي شود، توصيه مي اگر خط لوله. لوله از پل استفاده شود
.لوله از نگهدارنده از نظر الكتريكي مد نظر قرار گيرد
شود، توصيه خط لوله كه زير بستر رودخانه خوابانده مي هايي از
TP-820پوشش و نوار پيچي شوند و نيز طبق استاندارد
هاي لوله در كف رودخانه خوابانده مـي هايي از خط لوله كه در كانال قسمت شود كه
طوري كه خط لوله شناوري منفي لازم را داشته باشـد و در تمـام اوقـات، ضـمن هاي داده شوند ب
زماني كه جهت بازرسي و تعمير از سرويسعمليات اجرايي، سرويس عملياتي و
-1-5-7بند زيرالزامات طراحي پايداري خط لوله در
شود كه عمق دفن و انحناي خط لوله در ضمن خواباندن و بعـد از آن و نيـز در روش خوابانـدن،
خصوصاً در موقع نصب جلوگيري گرددبراي كاربرد مخصوص به خود انتخاب شود تا از صدمه به خط لوله م
هـاي قطـع خودكـار در طـرفين تقـاطع بـا شيرهاي جداكننده مجهز به عمل كننده شود
اگر اين شيرها در حوضچه نصب شوند، توصيه مـي . رودخانه هاي بزرگ در محوطه محصور نصب شوند
الاتر باشد و اگر امكان نفوذ آب بـه داخـل حوضـچه كه سطح بالاي حوضچه از حداكثر ارتفاع ثبت شده آب ب
.وجود داشته باشد تسهيلاتي براي تخليه آب در نظر گرفته شود
IPS-E-PI-140(2)
شود كه جزئيات ساخت و نصب طبق نقشه استاندارد توصيه مي
ها تقاطع 11
تقاطع با رودخانه 11-1
وقتي كه خط لوله بايد يك رودخانه بزرگ را قطع كند، به 11-1-1
تقاطع بايد مطالعات دقيقي انجام شود كه توانايي خط لوله را براي كار كرد مط
حداقل مشكلات نگهداري آنرا تضمين نمايد
هاي انجام شده و اطلاعات ب بررسي
. محيطي متداول است
شود كه ارتفاع نگهدارنده توصيه مي 11-1-2
قديمي ترين شرايط برگشت موجود(سيل
سيل حركت كنند و يا اينكه رودخانه قابل ك
مرتفع بايد مناسب با شرايط مخصوص طراحي شوند و به
و يا اجسام شناور همراه سيل كه با آن
كه امكان وقوع جريانات سيل آسا وجود دارد، ترجيح داده مي هايي مكان
لوله از پل استفاده شود
لوله از نگهدارنده از نظر الكتريكي مد نظر قرار گيرد
هايي از قسمت براي 11-1-3
IPS-E-TP-270 پوشش و نوار پيچي شوند و نيز طبق استاندارد
شود كه توصيه مي 11-1-4
اي داده شوند ب پوشش وزنه
عمليات اجرايي، سرويس عملياتي و
الزامات طراحي پايداري خط لوله در . ثابت نگه داشته شود
شود كه عمق دفن و انحناي خط لوله در ضمن خواباندن و بعـد از آن و نيـز در روش خوابانـدن، توصيه مي
براي كاربرد مخصوص به خود انتخاب شود تا از صدمه به خط لوله م
شود توصيه مي 11-1-5
رودخانه هاي بزرگ در محوطه محصور نصب شوند
كه سطح بالاي حوضچه از حداكثر ارتفاع ثبت شده آب ب
وجود داشته باشد تسهيلاتي براي تخليه آب در نظر گرفته شود
نحوي طراحي شوند كه در صورت شكست لوله و به دنبال
معمـول فشـار در ضـمن نوسـانات
شود كه اين طراحي مطمـئن سـازد كـه در صـورت تغييـر مسـير
.اندازد هاي جانبي رودخانه يكپارچگي نگهدارنده شير را به مخاطره نمي
) جديـد يـا موجـود (هـا هاي بتني و پل
به علت مشكلات خوردگي سطح خـارجي لولـه و تمـاس الكتريكـي بـين
مراجعه API RP 1102هايي درباره اين موضوع به
شـوند توصـيه اي كـه از جـاده منحـرف مـي
آهـن، هاي خـط لولـه بـا جـاده و راه
ث مطابق بـا نقشـه اسـتاندارد گردد جزئيات احدا
ها بايـد داراي ها يا پل اگر جاده اختصاصي براي عبور بيش از يك خط لوله در نظر گرفته شده باشد، گذرگاه
در اين حالت فاصله افقي بين دو خط لوله مجـاور نبايـد كمتـر از
.اين استاندارد مراجعه شود
mm 300 نماينـد حـداقل هاي رو زميني همديگر را قطع مي
نمايد افزايش ط لوله مدفون با خط لوله رو زميني موجود تقاطع مي
.يكساني در عمق دفن خط لوله براي تمام عرض جاده اختصاصي در نظر گرفته شود
شود جايي كه يك خط لوله رو زميني يـك خـط لولـه مـدفون موجـود را قطـع نمايـد
.ستفاده از جاده اختصاصي خط لوله مدفون را فراهم نمايد
خط لوله مدفون خط لوله مدفون موجود را قطع نمايد خط جديد بـا
) مسـتقيم يـا مقـاومتي (وند شود نقاط آزمايش پتانسيل، نقاط آزمايش جريان و نقاط پي
هـا بهـم هـاي حفاظـت كاتـدي آن
.، خط خط لوله جديد بايد دوبار نوارپيچي شود
Feb. 2019 IPS
33
نحوي طراحي شوند كه در صورت شكست لوله و به دنبال ههاي قطع خودكار ب شود كه عمل كننده
نوسـانات آن تغيير ناگهاني فشار عمل نموده و سبب بسته شدن شير شوند ولي در
شود كه اين طراحي مطمـئن سـازد كـه در صـورت تغييـر مسـير توصيه مي. عمليات تحت تاًثير قرار نگيرند
هاي جانبي رودخانه يكپارچگي نگهدارنده شير را به مخاطره نمي جريان آب و يا خراب شدن ديواره
تقاطع با جاده و راه آهن
هاي بتني و پل آهن ترجيحاً از گذرگاه يا محفظه ها و راه با جاده
به علت مشكلات خوردگي سطح خـارجي لولـه و تمـاس الكتريكـي بـين (استفاده از غلاف
هايي درباره اين موضوع به جهت ملاحظه توصيه. (شود توصيه نمي
اي كـه از جـاده منحـرف مـي جهت جلوگيري از صدمه به خط لوله توسط وسايل نقليه
هاي خـط لولـه بـا جـاده و راه در تقاطع. هاي مناسب در دو طرف جاده تعبيه گردد
m 2 گردد جزئيات احدا در نظر گرفته شود و توصيه مي
.انجام شود
اگر جاده اختصاصي براي عبور بيش از يك خط لوله در نظر گرفته شده باشد، گذرگاه
در اين حالت فاصله افقي بين دو خط لوله مجـاور نبايـد كمتـر از . پهناي كافي براي خطوط لوله آتي باشند
1-5-9بند زيراز 2براي تعيين زاويه تقاطع به يادآوري
تقاطع با ساير خطوط لوله
هاي رو زميني همديگر را قطع مي شود جايي كه خطوط لوله
.فاصله بين خطوط مجاور منظور گردد
ط لوله مدفون با خط لوله رو زميني موجود تقاطع ميشود جايي كه يك خ
يكساني در عمق دفن خط لوله براي تمام عرض جاده اختصاصي در نظر گرفته شود
شود جايي كه يك خط لوله رو زميني يـك خـط لولـه مـدفون موجـود را قطـع نمايـد
ستفاده از جاده اختصاصي خط لوله مدفون را فراهم نمايدشرايطي در نظر گرفته شود تا امكان تداوم ا
خط لوله مدفون خط لوله مدفون موجود را قطع نمايد خط جديد بـا شود جايي كه يك
.از زير خط لوله موجود عبور نمايد
شود نقاط آزمايش پتانسيل، نقاط آزمايش جريان و نقاط پي
هـاي حفاظـت كاتـدي آن روي هر دو خط كه در محل تقاطع نصب شوند تا درصورت نياز سيسـتم
m 15 خط خط لوله جديد بايد دوبار نوارپيچي شوداز طرفين محل تقاطع ،
IPS-E-PI-140(2)
شود كه عمل كننده توصيه مي
آن تغيير ناگهاني فشار عمل نموده و سبب بسته شدن شير شوند ولي در
عمليات تحت تاًثير قرار نگيرند
جريان آب و يا خراب شدن ديواره
تقاطع با جاده و راه آهن 11-2
با جادهبراي تقاطع خط لوله
استفاده از غلاف . شود استفاده مي
توصيه نمي) غلاف و خط لوله
جهت جلوگيري از صدمه به خط لوله توسط وسايل نقليه). شود
هاي مناسب در دو طرف جاده تعبيه گردد شود كه محافظ مي
حداقل عمق دفن بايد
IPS-D-PI-175 انجام شود
اگر جاده اختصاصي براي عبور بيش از يك خط لوله در نظر گرفته شده باشد، گذرگاه
پهناي كافي براي خطوط لوله آتي باشند
mm 400 براي تعيين زاويه تقاطع به يادآوري . باشد
تقاطع با ساير خطوط لوله 11-3
شود جايي كه خطوط لوله توصيه مي 11-3-1
فاصله بين خطوط مجاور منظور گردد
شود جايي كه يك خ توصيه مي 11-3-2
يكساني در عمق دفن خط لوله براي تمام عرض جاده اختصاصي در نظر گرفته شود
شود جايي كه يك خط لوله رو زميني يـك خـط لولـه مـدفون موجـود را قطـع نمايـد توصيه مي 11-3-3
شرايطي در نظر گرفته شود تا امكان تداوم ا
شود جايي كه يك توصيه مي 11-3-4
از زير خط لوله موجود عبور نمايد mm 900 فاصله
شود نقاط آزمايش پتانسيل، نقاط آزمايش جريان و نقاط پي ميتوصيه 11-3-5
روي هر دو خط كه در محل تقاطع نصب شوند تا درصورت نياز سيسـتم
.متصل گردند
mحداقلبراي 11-3-6
متعلق بـه شـركت ديگـري را قطـع نمايـد
.طراحي تقاطع و حفاظت كاتدي با الزامات شركت مذكور همخواني داشته باشد
سيسـتم اتخـاذ ضـرورت شود مي توصيه
معرفـي زمـين شـناس يا كارفرما شناسي
.شود
يك با تقاطع به مجبور لوله خط حال
محافظت براي كه شود مي توصيه باشد،
طور قابل ملاحظه در عملكرد خط لوله واقع در معـرض حركـات گسـل دخالـت دارنـد
بي گسل، زاويه تقاطع خط لولـه بـا گسـل، خـواص
، هندسه خط لوله و فشار داخلي خط؛
بايست طوري قرار داده كند مي اي كه يك گسل لغزنده را قطع مي
هـاي رب كه تا حد ممكن كوچك باشد قطع شوند تـا تـنش
صـورتي بايسـت بـه اگر ميزان جابجايي لغزنده قابل ملاحظه است، زاويه تقـاطع مـي
ارتفاع قرارگيري خط لوله، در تمامي نـواحي كـه
زمين استعداد گسيختگي دارد، خط لوله مي بايست در قطعات مستقيم و عمود بر گسل يا نزديك بـه عمـود
بايسـت وله مـي همچنين تا جايي كه امكان دارد خط ل
ار كردن خط لوله دارند احداث شود؛
. باشـد هاي منجر بـه كشـش، ضـخامت لولـه مـي
از سـوي ديگـر بـراي . شـود كاهش تـنش كششـي در تقـاطع گسـل مـي
زيرا اين نسبت، تأثير مسـتقيم . باشد
از اطراف پهنه گسل از ضرايب طراحي شبيه ضـرايب تعيـين شـده
ايـن اسـتاندارد 2-2-5-7بنـد زيراز
Feb. 2019 IPS
34
متعلق بـه شـركت ديگـري را قطـع نمايـد كه خط لوله يك خط لوله موجود شود جايي
طراحي تقاطع و حفاظت كاتدي با الزامات شركت مذكور همخواني داشته باشد
هاي زمين
توصيه نمايد، برخورد مي فعال غير گسل يك با اجباراً
شناسي زمين واحد ي توسطشناس زمين مطالعات از
شود گرفته نظر در ها هاي آن توصيه و شده گيري تصميم
حال به هر كه وقتي .شود پرهيز بايد گسل فعال با تقاطع
باشد، مي وجود دارد آن شدن فعال انتظار كه فعال گسل غير
:شود گرفته نظر در زير موارد ها تقاطع
طور قابل ملاحظه در عملكرد خط لوله واقع در معـرض حركـات گسـل دخالـت دارنـد
بي گسل، زاويه تقاطع خط لولـه بـا گسـل، خـواص عمق دفن، شكل كانال، مقدار تغيير مكان نس
، هندسه خط لوله و فشار داخلي خط؛هاي مهار نشده خط لوله
اي كه يك گسل لغزنده را قطع مي در جايي كه عملي باشد خط لوله
كشش قرار گيرد؛شود كه خط لوله تحت
رب كه تا حد ممكن كوچك باشد قطع شوند تـا تـنش د در يك زاويه موهاي معكوس باي
اگر ميزان جابجايي لغزنده قابل ملاحظه است، زاويه تقـاطع مـي . فشاري به حداقل برسد
؛انتخاب شود كه افزايش طول كششي خط را تسهيل نمايد
ارتفاع قرارگيري خط لوله، در تمامي نـواحي كـه منظور جلوگيري از تغييرات ناگهاني در جهت و
زمين استعداد گسيختگي دارد، خط لوله مي بايست در قطعات مستقيم و عمود بر گسل يا نزديك بـه عمـود
همچنين تا جايي كه امكان دارد خط ل. قرار گيرد) با توجه به ظرفيت افزايش طول خط لوله
ار كردن خط لوله دارند احداث شود؛ايل به مههايي كه تم
هاي منجر بـه كشـش، ضـخامت لولـه مـي كننده در مقاومت خط لوله در تقاطع
كاهش تـنش كششـي در تقـاطع گسـل مـي افزايش ضخامت خط لوله منجر به
باشد كننده مي ل كنترلهاي منجر به فشار، نسبت قطر به ضخامت عام
هاي چروكيدگي و فشاري آن دارد؛ بر بيضوي شدن مقطع لوله و كرنش
از اطراف پهنه گسل از ضرايب طراحي شبيه ضـرايب تعيـين شـده m300شود در فاصله
از 2دول ج ـبـه . (هاي شني و سواحل استفاده گردد
IPS-E-PI-140(2)
شود جايي توصيه مي 11-3-7
طراحي تقاطع و حفاظت كاتدي با الزامات شركت مذكور همخواني داشته باشد
هاي زمين تقاطع با گسل 11-4
لوله خط يك كه زماني
پس مناسب محافظتي
تصميم از سوي كارفرما، شده
تقاطع از امكان صورت در
گسل غير يا و گسل فعال
تقاطع نوع اين لوله در خط
طور قابل ملاحظه در عملكرد خط لوله واقع در معـرض حركـات گسـل دخالـت دارنـد عواملي كه به 11-4-1
عمق دفن، شكل كانال، مقدار تغيير مكان نس: عبارتند از
هاي مهار نشده خط لوله خاك، طول
در جايي كه عملي باشد خط لوله 11-4-2
شود كه خط لوله تحت
هاي معكوس باي گسل 11-4-3
فشاري به حداقل برسد
انتخاب شود كه افزايش طول كششي خط را تسهيل نمايد
منظور جلوگيري از تغييرات ناگهاني در جهت و به 11-4-4
زمين استعداد گسيختگي دارد، خط لوله مي بايست در قطعات مستقيم و عمود بر گسل يا نزديك بـه عمـود
با توجه به ظرفيت افزايش طول خط لوله(
هايي كه تمها و قيد بدون خم
كننده در مقاومت خط لوله در تقاطع نعامل تعيي 11-4-5
افزايش ضخامت خط لوله منجر به
هاي منجر به فشار، نسبت قطر به ضخامت عام تقاطع
بر بيضوي شدن مقطع لوله و كرنش
شود در فاصله توصيه مي 11-4-6
هاي شني و سواحل استفاده گردد ها، تپه براي رودخانه
؛)شود مراجعه
ها، شـيرها راهي ها، سه ها، فلنج از هر دو طرف پهنه گسل از خم
منظور كاهش قيد خاك بـر خـط لولـه در طـي
خاكريزي شده اطراف لولـه در فاصـله
باشد؛از پهنه گسل به نحوي انتخاب شود تا خطوط لوله داراي حداقل قيد و بند
از هـر m 250هاي قطع اضطراري خودكار بايد در فاصله
شود كه با طراحي قيد و بند كافي، اين شيرها در برابر حركت خـط
ه از مسير جايگزين و يا دور زدن آن منطقـه،
شـود كـه ميتوصيه . يك مجموعه جامع از مدارك طراحي بايد تهيه و تا پايان عمر خط لوله نگهداري شود
اين مدارك تمام معيارهاي طراحي، محاسبات و برآوردهايي را كه در طراحي مفهومي و طراحـي خـط لولـه
هاي راهنماي عمليات و تعمير اين مدارك بايد شامل دفترچه
ها محتوي تمام شـرايط عمليـاتي كليـدي
.ه و غيره باشندقابل تصور در تمام دوره عمر خط، خصوصيات اصلي، پارامترها، و موارد غير منتظر
Feb. 2019 IPS
35
از هر دو طرف پهنه گسل از خم m200شود كه در حداقل
ي بتني، در خط لوله استفاده نشود؛ها يا قيد و بندهايي مشابه، نظير وزنه
منظور كاهش قيد خاك بـر خـط لولـه در طـي اي گسل بهه بايست در پهنه عمق دفن خط لوله مي
خاكريزي شده اطراف لولـه در فاصـله شود ابعاد كانال و مواد همچنين توصيه مي. حركت گسل كمينه گردد
از پهنه گسل به نحوي انتخاب شود تا خطوط لوله داراي حداقل قيد و بند
هاي قطع اضطراري خودكار بايد در فاصله هكنند اي قطع جريان مجهز به فعال
شود كه با طراحي قيد و بند كافي، اين شيرها در برابر حركت خـط ميتوصيه . طرف پهنه گسل نصب گردد
.صورت ثابت مهار شوند لوله در قسمت تقاطع با گسل، به
ه از مسير جايگزين و يا دور زدن آن منطقـه، عبور از نزديكي مناطقي كه رانش زمين مشهود است با استفاد
اسناد و سوابق
يك مجموعه جامع از مدارك طراحي بايد تهيه و تا پايان عمر خط لوله نگهداري شود
اين مدارك تمام معيارهاي طراحي، محاسبات و برآوردهايي را كه در طراحي مفهومي و طراحـي خـط لولـه
اين مدارك بايد شامل دفترچه. شود را شامل شوند ث يك انتخاب فني مي
ها محتوي تمام شـرايط عمليـاتي كليـدي شود كه اين دفترچه و نگهداري خط لوله نيز باشند كه توصيه مي
قابل تصور در تمام دوره عمر خط، خصوصيات اصلي، پارامترها، و موارد غير منتظر
IPS-E-PI-140(2)
شود كه در حداقل توصيه مي 11-4-7
يا قيد و بندهايي مشابه، نظير وزنه
عمق دفن خط لوله مي 11-4-8
حركت گسل كمينه گردد
m200 از پهنه گسل به نحوي انتخاب شود تا خطوط لوله داراي حداقل قيد و بند
اي قطع جريان مجهز به فعالشيره 11-4-9
طرف پهنه گسل نصب گردد
لوله در قسمت تقاطع با گسل، به
رانش زمين 11-5
عبور از نزديكي مناطقي كه رانش زمين مشهود است با استفاد
.شودبايد پرهيز
اسناد و سوابق 12
يك مجموعه جامع از مدارك طراحي بايد تهيه و تا پايان عمر خط لوله نگهداري شود
اين مدارك تمام معيارهاي طراحي، محاسبات و برآوردهايي را كه در طراحي مفهومي و طراحـي خـط لولـه
ث يك انتخاب فني ميباع
و نگهداري خط لوله نيز باشند كه توصيه مي
قابل تصور در تمام دوره عمر خط، خصوصيات اصلي، پارامترها، و موارد غير منتظر
Feb. 2019 IPS
36
پيوست الف
)آگاهي دهنده(
فرمول سرعت بحراني
:آل سرعت بحراني براي گازهاي ايده
دماي مطلق گاز، كلوين
m/secسرعت بحراني
نسبت گرماي ويژه
m/secشتاب ثقل 2 81/9
J /(K.mol) 314/8 : ثابت عمومي گازها
وزن ملكولي، كيلوگرم
kgRTVc =
IPS-E-PI-140(2)
سرعت بحراني براي گازهاي ايده
:كه در آن
T دماي مطلق گاز، كلوين
Vc سرعت بحراني
Cv
Cp K= نسبت گرماي ويژه
g شتاب ثقل
R=Rο/M گاز ثابت
:كه در آن
Rο ثابت عمومي گازها
M وزن ملكولي، كيلوگرم
براي عمليات مستمر
در فشار و دماي عملياتي
ρ
Feb. 2019 IPS
37
بپيوست
)آگاهي دهنده(
فرمول سرعت سايشي
:شود سرعت سايشي در مواقعي كه مخلوط گاز و مايع منتقل مي
ρm
e 1.22C/V =
m/secسرعت سايشي،
براي عمليات مستمر 100براي عمليات غير مستمر و 125
در فشار و دماي عملياتي kg/m³چگالي مخلوط گاز و مايع بر حسب
:دست آورده شود تواند از فرمول زير به
ρm = Z T R 10.12 P 28.82
P G R 35.22 P S 28829.6 L
××+
××+×
)1=آب(چگالي نسبي نفت
)كيلوپاسكال مطلق
)مترمكعب نفت در شرايط استاندارد متريك/ مترمكعب گاز(
9.28
MW در شرايط استاندارد
متر جيوه ميلي 760گراد و درجه سانتي 20وزن ملكولي گاز در
)درجه كلوين
IPS-E-PI-140(2)
سرعت سايشي در مواقعي كه مخلوط گاز و مايع منتقل مي
:كه در آن
Ve ،سرعت سايشي
C 125= ثابت تجربي
ρm چگالي مخلوط گاز و مايع بر حسب
تواند از فرمول زير به مي ρmمقدار -يادآوري
:كه در آن
SL چگالي نسبي نفت
P كيلوپاسكال مطلق(فشار عملياتي
R نسبت گاز به نفت
G چگالي نسبي گاز
MW وزن ملكولي گاز در
T درجه كلوين(دماي عملياتي
Z ضريب تراكم گاز
محاسبات طراحي هيدروليكي
معادلـه ني ـا. معتبـر اسـت عيهـر مـا
ني ـهنگـام اسـتفاده از ا . ص اسـتفاده شـود
-دارسـي معادله. ي در نظر گرفتبرنول
اسـت، در آن بخش ثابت عيما يچگال
جـاد يا روابط تجربـي يتعداد عيما
براي نفت خامي كه در حال حاضر در اكثر منابع نفتي جنوب
بـه هـر حـال بـراي نفـت . اند نتايج دقيقي ارائه داده
حد كافي دقيق نباشـند؛ بنـابراين ها به
1 - Darcy-Weisbach
Feb. 2019 IPS
38
پپيوست
)آگاهي دهنده(
محاسبات طراحي هيدروليكي
فاز خطوط لوله تك
وايسباخ-دارسيمعادله هـر مـا متلاطمو آرام انيجر يبرا1
ص اسـتفاده شـود خا يها تيمحدود در نظر گرفتن گازها با ي
برنول هيبا استفاده از قضچگالي را ايدر ارتفاع، سرعت
چگالاز خط لوله كه مطمئناً كوتاه يبه اندازه كافي ها
:باشد شرح زير مي به وايسباخ،
kPa/km(
دانسيته نسبي، بدون واحد
)پيوست د( ، بدون واحد)يا مودي( ضريب اصطكاك دارسي
انتقالخطوط كيدروليمحاسبات ه ي، براوايسباخ-
.اند خلاصه شده 1-پدر جدول روابط متداول مورد استفاده
براي نفت خامي كه در حال حاضر در اكثر منابع نفتي جنوب ،1-پدر جدول هاي مربوط به نفت خام
نتايج دقيقي ارائه داده) 34و 30بين APIبندي با شماره
ها به باشد ممكن است اين فرمول خامي كه داراي خواصي كاملاً مختلف مي
.براي تعيين ضريب اصطكاك بايد از اصول هيدروليكي پايه استفاده شود
IPS-E-PI-140(2)
خطوط لوله تك 1-پ
مايع 1-1-پ
معادله ع،يخطوط ما يبرا
يتواند برا يم نيهمچن
در ارتفاع، سرعت راتييتغ بايد ،معادله
ها بخش در ديبا وايسباخ
.كار گرفته شود به
وايسباخ،-دارسيدله معا
:كه در آن
∆P افت فشار)kPa/km
QL دبي)m³/h(
S دانسيته نسبي، بدون واحد
f ضريب اصطكاك دارسي
d قطر داخلي)mm(
دارسيه علاوه بر معادل
روابط متداول مورد استفاده . شده است
هاي مربوط به نفت خام فرمول
با شماره(شوند ايران توليد مي
خامي كه داراي خواصي كاملاً مختلف مي
براي تعيين ضريب اصطكاك بايد از اصول هيدروليكي پايه استفاده شود
فاز مايع تك
پارامتر ملاحظات
محاسبه افت فشـار در - -
نفت خام
سنگين و مايعات گرم -
Rem = Re/7742
:)يكنواخت
f � 0.00207
f � 0.0018 0
قابـــل اســـتفاده بـــراي -
.خطوط لوله نفت خام
اثر زبري سـطح لولـه در -
.نظر گرفته نشده است
بــراي ايــن معادلــه بايــد -
روش آزمــــون و خطــــا
.استفاده شود
M � Log���d�
صـولات متداول براي مح -
.نفتي پالايش شده
محاسبات افت فشار براي -
.اينچ 12تا 8خطوط لوله
0.95تا 0.90
افت فشار در محصـولات -
نفتي پـالايش شـده ماننـد
.بنزين و ديزل
ــي - ــولا در طراحــ معمــ
وزيع آب اسـتفاده خطوط ت
.مي شود
Hazen-Williams C
Feb. 2019 IPS
39
مايع تكهاي خطوط لوله انتقال فرمول روابط و -1-پجدول
پارامتر فرمول
= Re/7742
يكنواخت(براي جريان ويسكوز -
00207 � 1Re��
:براي جريان متلاطم -
0.00662� 1Re��
�.���
∆P � 6.2191 ∗ 10�� ∗
� �S∆P/µ ! " 0.4965 Q � 3.996 ∗ 10'( ∗ M�d
0.90 معمولاً-K فاكتور
∆P� 8.888 ∗ 10*∗ +Q.µ�.��,. S�.,,*K. d .(�( .
-Williams Cفاكتور
Q � 9.0379 ∗ 10'*∗ Cd .(�
Re/7742
IPS-E-PI-140(2)
روابط
∗ f. s. Q1 d� SHELL/MIT
�d�∆P/S!�.� Miller
.�.*�
T.R Aude
(� �∆PS ��.�,
Hazen-
Williams
∆P :افت فشار (kPa/km)
QL :دبي (m³/h)
S :دانسيته نسبي، بدون واحد
d :قطر داخلي (mm)
µ(mu) :ويسكوزيته مطلق (cP)
Rem :عدد رينولدز اصلاح شدهRe/7742
M :پارامتر ميلر، بدون واحد
K :فاكتورT.R.Aude K-
C :فاكتورHazen-Williams C-
:شود يم فيتعر ي مطابق زيركل يمعادله انرژ
Q �
يانـرژ ،يسـاز در فاكتور فشرده رات
دسـت آمـده حال، معادله بـه نيبا ا
اعتبار معادلـه براي اصطكاك فاكتور
ه خط لول كيگاز در انيجر ينيب ش
شده نيگزيجا يكل يمعادله انرژ در
Feb. 2019 IPS
40
معادله انرژ كيگاز در خطوط لوله، با انيجر پايدار و هم دماي
0.000562 �T3P3�14f5 +
P� " P ZSTL .�.�
d .�E
Sm³/d(
Air=1(
288.15 K(
(101.325 kPa)
(kPa) فشار مطلق گاز ورودي
(kPa) فشار مطلق گاز خروجي
(K)
تراكم پذيري متوسط گاز
ضريب اصطكاك فانينگ
راتييتغ يكافطور است و به پايدارحالت انيجر يبرا
با ا. گيرد در نظر مي الوله رخط خاص از هر بخش يفشار و دما برا
انتقال فاكتورمقدار نامشخص از �فاكتور نيدرست ا تعيين. است 458
شيپ ايمحاسبه يو در حال حاضر برا يخيكه از لحاظ تار
درانتقال است كه فاكتوراز يمختلف روابط تجربي جه
.اند خلاصه شده 2-پ در جدولروابط متداول مورد استفاده
IPS-E-PI-140(2)
گاز 2-1-پ
پايدار و هم دمايحالت رفتار
:كه در آن
Q دبي حجمي گاز)Sm³/d
S وزن مخصوص گاز )Air=1
L خط طول )km(
d قطرداخلي)mm(
K 288.15(دماي استاندارد :9
(kPa 101.325) فشار استاندارد :;
P1 فشار مطلق گاز ورودي
P2 فشار مطلق گاز خروجي
T سط گازدماي متو (K)
Z تراكم پذيري متوسط گاز
E راندمان خط لوله
ff ضريب اصطكاك فانينگ
< ضريب انتقال ==4
يطور كل معادله به ناي
فشار و دما برا ،يجنبش
مقدار نامشخص از كيشامل
.است ضروري
كه از لحاظ تار يتجرب يها روش
جهيشود، نت ياستفاده م
روابط متداول مورد استفاده . است
فاز مول هاي خطوط لوله انتقال گاز تك
ضرايب انتقال ملاحظات
من
رياج
يجزئ
م لاط
ت
، E، ضــريب رانــدمان-
0,9در حدود
تخمـــين پـــايين از -
افـت فشـار اصــطكاك
.دارد
14f5 � 6.872Re�
ــبات - ــد محاس نيازمن
مكــــرر، محاســــبات
.ستدستي آسان ني
14f5 � 4log�� + Re
1/4
طملا
متلاً
ام ك
نريا
ج
ضريب رانـدمان - E ،
تــا 0,88بــين حــدود
.كند تغيير مي 0,94
14f5 � 16.49Re�
هــاي بينــي پــيش -
تخمين بالا از افـت
فشار
تر درجه دقت پايين -
نســبت بــه ســاير
.ها دارد معادله
ال را بـه ضريب انتق -
عنــوان تــابعي از قطــر
.كند مي فرض
14f5 � 6.523d
معادله توصيه شـده و
.متداول و پر كاربرد
14f5 � 4log�� �3
:رژيم جريان گاز طبيعي را مي توان با مراحل زير تعيين كرد
:محاسبه مي شود Nikuradseضريب انتقال با استفاده از معادله
14f5 � 4log�� �3.7dε �
:مشخص كرد Prandtl - Von Karmanدر منطقه گذار را مي توان با استفاده از معادله
14f5 � 4log�� + Re
1/4f5. " 0.6
Re محاسبه شده بزرگتر باشد، رژيم جريان كاملاً متلاطم خواهد بود
Feb. 2019 IPS
41
مول هاي خطوط لوله انتقال گاز تكروابط و فر -2-پجدول
فرمول ضرايب انتقال
�.�@��� Q � 0.00457�T3P3��.�@** + P� " P ZS�.*��ATL
Re4f5. " 0.6 Q � 0.000562�T3P3�
14f5 +
P� "ZSTL
�.��A(� Q � 0.01002�T3P3��.� + P� " P ZS�.A(�TL
d�/( Q � 0.00366T3P3 +P� " P ZSTL .
�
�3.7dε
� Q � 0.0023T3P3 log�� �3.7d
ε�+P� ZSTL
-يادآوري
رژيم جريان گاز طبيعي را مي توان با مراحل زير تعيين كرد
ضريب انتقال با استفاده از معادله
در منطقه گذار را مي توان با استفاده از معادله Reعدد
Reخط لوله از عدد Reاگرعدد
IPS-E-PI-140(2)
روابط
TL.�.��A,
d .(�* E Panhandle A
P ZSTL .�.�
d .�E AGA
Partially
Turbulent
TL.�.��
d .��E Panhandle B
.�.�
d .((@E Weymouth
+ " P ZSTL .�.�
d .�E AGA Fully
Turbulent
Q :دبي حجمي گاز (Sm³/d)
S :وزن مخصوص گاز (Air=1)
L :طول خط (km)
d :قطر داخلي (mm)
Ts :دماي استاندارد(288.15 K)
Ps :فشار استاندارد (101.325 kPa)
P1 :فشار مطلق گاز ورودي (kPa)
P2 :فشار مطلق گاز خروجي (kPa)
T :دماي متوسط گاز (K)
E :راندمان خط لوله
ɛ :زبري مطلق ديواره لوله (mm)
تفاده شودخط لوله اس انتقال تيظرف
.كنند يفرض م را ثابت اليمتوسط و خواص س
بـا افـت فشـار سـه يافـت فشـار را در مقا
براي اينقطه شبنم يفشار بالادر يك سيال
.ستنديشود، مناسب ن
.دگيرن نميرا در نظر
، پـذير نيسـت امكـان اني ـجرثابـت
وجـود بخار تـك فـاز اي عيما انيدر جر
ن،ي ـعـلاوه بـر ا . كنند تغيير ميمتفاوت
) هـا ( عين گاز و مـا يلغزش ب يك ،ي
جهيخط لوله و در نت مقاطعفازها در
Beggs&Brill، انتقـال مشـكلات ) غيـره
ه وجـود نـدارد ك ـ يكل ـ رابطه تجربـي
. بيني كنـد پيش انيجر طيتمام شرا
.است فازي
هنگام در نظر گرفتن فضا بامومنتوم جزئي،
هر فاز و يبرا ،گذرا يدو فاز انيجر
زبـا اسـتفاده ا طور عددي و نيز به بسته
اسـتفاده از باو ( انيدر جهت جر يي
انتقال، بسته به پروفيل خطوط لوله
، چـرا كـه خـط لولـه را وفيل خط لولـه اسـتفاده كـرد
Feb. 2019 IPS
42
ظرف هيبرآورد اول يتواند برا يتنها م ،و گاز عيما روابط تجربي ذكر شده براي
متوسط و خواص س يدما ،طول خط لولهدر رايز ؛دقت آنها محدود است
افـت فشـار را در مقا در گرانشمـذكور، فـاكتور يهـا گاز، روش انتقال
يك سيال انتقال يبرا هاي مذكور روش. گيرند ي ناچيز در نظر مي
شود، مناسب ن يم دار منتقل شيبخط لوله كي قياز طردر فشار خيلي بالا
را در نظر مانند موم اتذكر شده، رسوب روابط تجربي ع،
ثابـت دمـاي كـه فـرض يزمان اي مورد نياز استتر قيكه محاسبات دق
.شود انجام ديبا يوتريكامپ يها با استفاده از برنامه
خطوط لوله دو فازي
در جر ي وجود دارد كهاتيو عمل يمشكل طراح نيچند
متفاوت يار و دمافش درو هستندفازها كاملا متفاوت
ياختلاف در رفتار فاز به دليل. كند يمتفاوت عمل م
فازها در عيبر توز پديده نيا دهد؛ ند، رخ ميستين يكسان در جريان
.گذارد يم ريثأت و تشكيل مايع لوله
هاي كلاسيك براي جريان چند فازي
Eaton، Lockhart and Martinelli، Beggs&Brillمانند (
رابطه تجربـي چيو ه اند حل كرده محدود اريبس ميزان صحترا با
تمام شرا يمناسب برا دقت سطح كيدر را آب/ عيما تشكيل
فازيچند يها ميرژ يبرا اطمينانراه حل قابل كي ي
مومنتوم جزئي، پايه بقاي جرم و) 3D( يمعادلات سه بعد
جر يساز فضا و زمان، هنگام مدل در نظر گرفتنو با حالت پايدار
بسته ليفرانسيد ستميس. شوند نوشته مي انيجر يالگو
ييگام فضاهر يبراي مرز طيعنوان شرا به يو خروج
.شود يحل م) يهر مرحله زمان يگذرا برا
خطوط لوله يبرا. دهستن استفاده قابل ينديفرآ يها لوله يبرا
وفيل خط لولـه اسـتفاده كـرد توان براي كل پر يك رابطه تجربي را نمي
IPS-E-PI-140(2)
ها توصيه 3-1-پ
روابط تجربي ذكر شده براي
دقت آنها محدود است و
انتقال خطوط لوله يبرا
ي ناچيز در نظر مياصطكاك
در فشار خيلي بالا كه يگاز
ع،يما لوله خطوط يبرا
كه محاسبات دق يهنگام
با استفاده از برنامه انيجر يساز هيشب
خطوط لوله دو فازي 2-پ
چند فازي،دو انيجردر
يكيزيخواص ف. دندارن
متفاوت عمل م براي هر فازيگرانش
يكسان در جريانكه با سرعت
لوله خط عيما مقدار كل
هاي كلاسيك براي جريان چند فازي روش 1-2-پ
كيكلاس روابط تجربي
را با يچند فاز انيجر
تشكيل و همواره افت فشار
يكيروش مكان نيبنابرا
،يكيمدل مكان كي در
حالت پايدار يساز مدل
الگو ياصل بخشريهر ز
و خروج يورود نديفرآ شرايط
گذرا برا انيجر يساز مدل
ها توصيه 2-2-پ
يدو فاز روابط تجربي
يك رابطه تجربي را نمي ها، مسير آن
رابطـه تجربـي هـر بخـش يبـرا شـود
روابط بر ينمبت يها برنامهجاي به حاً
خط لوله گاز مانندداشته باشد، ينقش مهم
اسـتفاده يسه فـاز يساز هيكد شب
يسـاز هيفقـط شـب گردد توصيه مي
مـورد توجـه قـرار يخاص ـ اريگذرا تنهـا در مـوارد بس ـ
كنتـرل سـتم يس يـان آن ي جركينـام
يبـرا اطلاعـات تهيـه يبـرا ،يطراح ـ
.گذرا استفاده شود يساز هيشببايد
Feb. 2019 IPS
43
شـود توصيه ميو در نظر گرفت يافق اي يخط عمود
.محاسبات استفاده شود
حاًيترج ،يكيمكان فازيچند يوتريكامپ يها باشد، برنامه
.دنريمورد استفاده قرار گ شود
نقش مهم انيجررفتار فاز آب آزاد در كي وجودرود كه
كد شب كي شود توصيه ميافتد، ياتفاق م آب عاناتيم جدايش
توصيه ميقبل از پروژه، اي هيدر مرحله اول ،فازي جريانچند
گذرا تنهـا در مـوارد بس ـ يساز هيدر آن مرحله، شب ؛استفاده شود
نـام يرفتـار د لهيوس ـ بـه خط لوله ياصل هاي بخشكه در آن اندازه
طراح ـ اتياز جزئ يبعض دأييت يبرا ،با جزئيات اي هياول
بايد ،ياتيعمل يها توسعه روش يبرا ي راهنماها دستورالعمل
IPS-E-PI-140(2)
خط عمود كيعنوان توان به ينم
محاسبات استفاده شود يمناسب برا
باشد، برنامه ريپذ امكان هرگاه
شود توصيه مي تصحيحي،
رود كه يم انتظاركه زماني
جدايشمرطوب كه در آن
.شود
چند ستميس يطراح يراب
استفاده شود داريحالت پا
كه در آن اندازه رديگ يم
.شود مي
يمرحله طراح كيدر
دستورالعمل اي ندآيكنترل فر
)متر در ثانيه(سرعت سيال چگالي سيال )سانتي پويز(لزجت سيال
ε Absolute Pipe Roughness mm متر ميلي(بري مطلق لوله ز(
)يا دارسي
Feb. 2019 IPS
44
پيوست ت
)آگاهي دهنده(
اصطكاك مودينمودار ضريب
V Fluid Velocity m/s دياگرام مودي
ρ Fluid Density ناحيه تحول
µ Fluid Viscosity cp جريان يكنواخت
ε Absolute Pipe Roughness mm لاطم كاملت
لوله صاف و صيقلي ضريب اصطكاك زبري نسبي لوله عدد رينولدز بتون، خشن اف و صيقلي جديدبتون، ص تيوب كشيده شده پلاستيك نرم و شفاف شيشه، پلاستيك، گريآهن، ريخته مجاري فاضلاب، قديمي روكش داخلي بتوني فولاد، زنگ زده فولاد،
Steel, Structur فولاد،ساختماني يا چكش خوار هاي اصلي آب، قديميلوله )مترميلي(قطر لوله
يا دارسي(نمودار ضريب اصطكاك مودي - 1- شكل ت
IPS-E-PI-140(2)
Moody Diagram
Transition Region
Laminar Flow
Complete Turbulence
Smooth Pipe
Friction Factor
Relative Pipe Roughness
Reynolds Number
Concrete, Coarse
Concrete, New Smooth
Drawn Tubing
Glass,Plastic,Perspex
Iron, Cast
Sewers, Old
Steel, Mortar Lined
Steel, Rusted
Steel, Structural Or Forged
Water Mains, Old
d Pipe Diameter mm