ВСН 011-88

________________

Миннефтегазстрой

 

ВЕДОМСТВЕННЫЕ СТРОИТЕЛЬНЫЕ НОРМЫ

 

Строительство магистральных и промысловыхтрубопроводов.

Очистка полости и испытание

 

Дата введения 1989-02-01

 

РАЗРАБОТАНЫ И ВНЕСЕНЫВсесоюзным научно-исследовательским институтом по строительству магистральныхтрубопроводов (ВНИИСТ)

 

д-р техн.наукР.М.Шакиров, канд.техн.наук И.Д.Красулин, инж. В.Г.Селиверстов, канд.техн.наукА.И.Тоут, инж. Л.Н.Калинин, инж. А.И.Ивочкин, канд.техн.наук М.С.Герштейн, инж.А.П.Зыкин, канд.техн.наук Е.М.Климовский, канд.техн.наук А.Д.Двойрис, инж.В.П.Ханкин

 

ПОДГОТОВЛЕНЫ КУТВЕРЖДЕНИЮ Главным научно-техническим управлением Миннефтегазстроя

 

Б.С.Ланге - начальникотдела

 

УТВЕРЖДЕНЫ Министерствомстроительства предприятий нефтяной и газовой промышленности 27.12.88

 

СОГЛАСОВАНЫ с ГосстроемСССР, Главгосгазнадзором СССР, Главтранснефтью

 

 

С введением в действие"Ведомственных строительных норм. "Строительство магистральных ипромысловых трубопроводов. Очистка полости и испытание" утрачивает силу"Инструкция по производству очистки полости и испытанию строящихся магистральныхтрубопроводов"  .

 

 

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

 

1.1. НастоящиеВедомственные строительные нормы (ВСН) распространяются на производство работпо очистке полости, испытанию и удалению воды строящихся и реконструируемыхмагистральных и промысловых стальных трубопроводов* диаметром до 1420 мм(включительно), на которые распространяется действие СНиП 2-05.06-85 и"Норм проектирования промысловых стальных трубопроводов" .

____________

* В тексте настоящихВСН, за исключением особо оговоренных случаев, вместо слов"магистральный(е) или промысловый(е) трубопровод(ы)" будетупотребляться слово "трубопровод".

 

До ввода в действиенового СНиП 3.06.01 "Магистральные трубопроводы" (взамен пересматриваемогоСНиП III-42-80) в части очистки полости и испытания магистральных трубопроводовследует руководствоваться настоящими ВСН.

1.2. Способы, параметрыи схемы проведения очистки полости и испытания устанавливаются проектнойорганизацией в рабочем проекте, проекте организации строительства.

Проектной организациейдолжны быть обоснованы методы проведения испытаний при отрицательныхтемпературах с учетом климатических данных по каждому строящемуся промыслу илиучастку трубопровода, предусмотрены дополнительные затраты на проведениеиспытаний и мероприятия по материально-техническому обеспечению производстваработ.

1.3. На основаниипринятых проектной организацией решений по очистке полости и испытаниютрубопроводов строительно-монтажные организации собственными силами или спомощью проектно-технологических институтов разрабатывают соответствующиепроекты производства работ.

1.4. Положения настоящихВСН являются основанием для разработки ПОС, ППР и специальных (рабочих) илитиповых инструкций применительно к конкретному трубопроводу или промыслу. 

1.5. Учитывая сложность,повышенную стоимость и лимит времени на гидравлическое испытание приотрицательных температурах, сложность и повышенную опасность пневматическихиспытаний, затрудняющих производство строительно-монтажных работ вэнергетических коридорах, при разработке в ПОС и ППР графиков организациистроительства следует планировать проведение испытаний, как правило, во II иIII кварталах года.

 

2. ОЧИСТКА ПОЛОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ

 

2.1. Чистота полоститрубопроводов должна обеспечиваться на всех этапах работы с трубой:транспортировке, погрузке, разгрузке, развозке и раскладке секций по трассе,сварке секций в нитку и укладке.

2.2. С цельюпредупреждения загрязнения полости и снижения затрат на последующую очисткустроительно-монтажным организациям необходимо в процессе строительствапринимать меры, исключающие попадание внутрь трубопровода воды, снега, грунта ипосторонних предметов, в том числе не разгружать трубы на неподготовленнойплощадке, не волочить их по земле и т.д.

2.3. Для предотвращениязагрязнений полости следует установить временные заглушки:

на отдельные трубы илисекции (плети) при их длительном хранении в штабелях, на стеллажах;

на концах плетей вместах технологических разрывов.

2.4. Закачку воды втрубопровод для промывки и испытания осуществляют через фильтры, исключающиепопадание в полость трубопровода песка, ила, торфа или посторонних предметов изводоема.

2.5. До ввода вэксплуатацию полость трубопровода должна быть очищена.

При очистке полостикаждого трубопровода или его участка необходимо:

удалить случайнопопавшие при строительстве внутрь трубопровода грунт, воду и различныепредметы, а также поверхностный рыхлый слой ржавчины и окалины;

проверить путем пропускапоршня проходное сечение трубопроводов и тем самым обеспечить возможностьмногократного беспрепятственного пропуска очистных и разделительных или другихспециальных устройств при эксплуатации;

достигнуть качествоочистки полости, обеспечивающее заполнение трубопровода транспортируемой средойбез ее  загрязнения и обводнения.

2.6. Очистка полоститрубопроводов выполняется промывкой, продувкой, вытеснением загрязнений впотоке жидкости или протягиванием очистного устройства.

2.7. Промывка илипродувка осуществляется одним из следующих способов:

с пропуском очистногоили разделительного устройства;

без пропуска очистногоили разделительного устройства.

2.8. Промывку и продувкус пропуском очистных или разделительных устройств следует выполнять натрубопроводах диаметром 219 мм и более.

2.9. Промывку и продувкубез пропуска очистных или разделительных устройств допускается производить:

на трубопроводахдиаметром менее 219 мм;

на трубопроводах любогодиаметра при наличии крутоизогнутых вставок радиусом менее пяти диаметровтрубопровода или при длине очищаемого участка менее одного километра.

2.10. Очистку полостиподводных переходов трубопроводов диаметром 219 мм и более, прокладываемых спомощью подводно-технических средств, производят:

промывкой с пропускомпоршня-разделителя в процессе заполнения водой для проведения первого этапагидравлического испытания;

продувкой с пропускомпоршня или протягиванием очистного устройства перед проведением первого этапапневматического испытания.

На подводных переходахтрубопроводов диаметром менее 219 мм, сооружаемых с помощьюподводно-технических средств, очистку полости осуществляют протягиванием,промывкой или продувкой без пропуска очистных устройств перед проведениемпервого этапа испытания.

Подводные переходытрубопроводов, укладываемые без помощи подводно-технических средств, очищают поединой технологии одновременно со всем трубопроводом.

2.11. При промывке,вытеснении загрязнений в потоке воды (жидкости) и удалении из трубопровода воды(жидкости), а также при продувке трубопровода с полнопроходной запорнойарматурой разрешается пропуск очистных и разделительных устройств черезлинейную арматуру.

Перед пропуском очистныхи разделительных устройств следует убедиться в полном открытии линейнойарматуры (по указателям поворота затвора, положению конечных выключателей ит.д.).

Продувка трубопроводов спропуском очистных устройств через неполнопроходимую линейную арматурузапрещается.

2.12. Если очистное илиразделительное устройство застряло в трубопроводе в процессе промывки илипродувки, то это устройство необходимо извлечь из трубопровода, устранитьпричину застревания, а участок трубопровода подвергнуть повторной промывке илипродувке.

2.13. Промывка, какправило, совмещается с удалением воздуха и заполнением водой (жидкостью)трубопровода для гидравлического испытания.

2.14. Очистка полостивытеснением загрязнений в потоке воды (жидкости), как правило, совмещается судалением воды (жидкости) после гидроиспытания трубопровода.

2.15. После очисткиполости любым из указанных способов на концах очищенного участка следуетустанавливать временные заглушки, предотвращающие повторное загрязнениеучастка.

 

Промывка

2.16. Промывкеподвергают трубопроводы любого назначения, испытание которых предусмотрено впроекте гидравлическим способом.

2.17. Пропуск очистногоили разделительного устройства по трубопроводу осуществляется под давлениемжидкости, закачиваемой для гидравлического испытания.

2.18. Впереди очистногоили разделительного устройства для смачивания и размыва загрязнений заливаютводу в объеме 10-15% объема полости очищаемого трубопровода.

2.19. Принципиальнаясхема производства работ при промывке с пропуском очистного или разделительногоустройства приведена на рис.1.    

 

 

 

 

Рис.1. Принципиальнаясхема производства работ при промывке трубопроводов:

 

а - подготовка участка кпроведению промывки; б - подача воды перед поршнем-разделителем;

в - пропускпоршня-разделителя в потоке воды; г - подготовка участка к испытанию;

1 - очищаемый участок; 2и 7 - перепускные патрубки с кранами; 3 - поршень-разделитель;

4 - коллектор; 5 -наполнительные агрегаты; 6 - подводящий патрубок; 8 - линейная арматура;

9 - сливной патрубок

 

2.20. Пропуск очистногоили разделительного устройства в потоке жидкости обеспечивает удаление изтрубопровода не только загрязнений, но и воздуха, что исключает необходимостьустановки воздухоспускных кранов (кроме кранов, предусмотренных проектом дляэксплуатации), повышает надежность обнаружения утечек с помощью манометров.

2.21. Скоростьперемещения очистного или разделительного устройства при промывке должна бытьне менее 1 км/ч для обеспечения безостановочного устойчивого движенияустройства.

2.22. Протяженностьучастков, промываемых с пропуском очистных и разделительных устройств,устанавливается с учетом расположения по трассе источников воды, рельефаместности и напора, развиваемого насосным оборудованием, а также техническойхарактеристики очистного устройства (предельной длины его пробега).

2.23. Промывка считаетсязаконченной, когда очистное или разделительное устройство выйдет изтрубопровода неразрушенным.

2.24 При промывке безпропуска очистного или разделительного устройства качество очисткиобеспечивается скоростным потоком жидкости.

2.25. Принципиальнаясхема промывки без пропуска очистных и разделительных устройств приведена нарис.2.

 

 

Рис.2. Принципиальнаясхема промывки без пропуска очистных или разделительных устройств:

а - подготовка участка кпроведению промывки; б - подача воды; в - подготовка участка к испытанию;

 1 - очищаемый участок;2 - подводящий патрубок; 3 - кран; 4 - наполнительные агрегаты;

5 - линейная арматура; 6- сливной патрубок

 

2.26. Скорость потокажидкости при промывке без пропуска очистных и разделительных устройств должнасоставлять не менее 5 км/ч.

2.27. Протяженностьучастков трубопроводов диаметром более 219 мм, промываемых без пропускаочистных или разделительных устройств, устанавливается с учетом гидравлическихпотерь напора в трубопроводе и располагаемого напора насосного оборудования.

Оценку потерь напора втрубопроводе при промывке проводят по таблице рекомендуемого прил.1.

2.28. Промывка безпропуска очистного или разделительного устройства считается законченной, когдаиз сливного патрубка выходит струя незагрязненной жидкости.

 

Продувка

 

2.29. Продувку выполняютсжатым воздухом или природным газом, поступающим из ресивера (баллона),непосредственно от источника природного газа или высокопроизводительныхкомпрессорных установок.

Для продувки могут бытьиспользованы также инертные газы, подводимые к трубопроводам от газовыхустановок промышленных предприятий.

2.30. Ресивер дляпродувки создается на прилегающем участке трубопровода, ограниченном с обеихсторон заглушками или запорной арматурой.

При заполнении ресиверавоздухом передвижные компрессорные станции можно использовать по одной илиобъединить их в группы. В последнем случае нагнетательные трубопроводы каждогокомпрессора подключают к коллектору, по которому воздух подают в ресивер.

2.31 Принципиальнаясхема продувки трубопроводов сжатым воздухом приведена на рис.3.

 

 

Рис.3. Принципиальнаясхема продувки трубопроводов воздухом:

а - участок подготовленк продувке плеча II; б - выпуск поршня из  плеча II; в - участок подготовлен кпродувке плеча I;

г - выпуск поршня изплеча I; 1 и 5 - очистные поршни; 2, 3, 4 - перепускные патрубки с кранами; 6 -коллектор; 7 - подводящий патрубок; 8 - продувочный патрубок

 

Узел подключениярасполагают в середине продуваемого участка, который разделяет его на дваплеча, попеременно являющиеся ресивером и продувочным плечом.

Продувку с пропускомочистных поршней проводят в следующем порядке:

закачивают воздух попатрубку 7 и коллектору 6 в плечо I (см.рис.3, а), при этом должны быть закрытыкраны на патрубок 3 и 4 и предварительно проверена герметичность плеча I;

открывают кран напатрубке 4 и продувают плечо II (см.рис.3, б);

отрезают продувочныйпатрубок 8 на конце плеча II и вместо него устанавливают заглушку (см.рис.3,в);

срезают на конце плеча Iзаглушку и устанавливают продувочный патрубок;

закачивают воздух поподводящему патрубку и перепускному патрубку 4 в плечо II, при этом краны напатрубках 2 и 3 необходимо закрыть и предварительно проверить герметичностьплеча II;

закрывают кран наподводящем патрубке 7;

открывают кран наперепускных патрубках 3 и 4 и продувают плечо I (см.рис.3, в).

2.32. Природный газ дляпродувки магистральных трубопроводов следует подавать от заполненного газомдействующего газопровода, пересекающего или проходящего вблизи строящегосятрубопровода.

2.33. Продувку поддавлением природного газа проводят в последовательности, приведенной на рис.4.

 

 

Рис.4. Принципиальнаясхема продувки трубопроводов газом при подключении участка непосредственно кисточнику газа:

а - вытеснение воздухагазом из участка I; б - пропуск очистного поршня по участку I; в - участок заполненгазом для продувки участка II; г - вытеснение воздуха газом из участка II; д -пропуск очистного поршня по участку II;

I, II - продуваемыеучастки; 1 - источник газа, являющийся ресивером для продувки участка I;

2 - байпас; 3 - кран; 4- свеча

 

2.34. Отбор природногогаза из действующего газопровода производится в соответствии с принципиальнымисхемами, приведенными на рис.5. Если рабочее давление в действующем газопроводепревышает давление испытания строящегося трубопровода, то в линии отбора газаследует устанавливать предохранительный клапан.

 

 

 

Рис.5. Принципиальнаясхема подключения для отбора природного газа из действующих газопроводов:

а - непосредственно наместе проектной вырезки газопровода - отвода в действующий газопровод; б -через свечу действующего газопровода и временный шлейф, подведенный кпродуваемому участку; 1 - продуваемый участок;

2 - поршень; 3 - свечана узле запасовки поршней; 4 - действующий газопровод; 5 - кран коллектора; 6 -коллектор; 7 - кран отключающий; 8 - свеча на шлейфе; 9 - шлейф; 10 - свеча надействующем газопроводе; 11 - линейный кран на действующем газопроводе

 

2.35. При отборе газа отдействующих газопроводов и скважин следует проводить специальные мероприятия,обеспечивающие бесперебойную эксплуатацию этих объектов в период продувкистроящихся участков: разрабатывать схемы подключения временного шлейфа, определятьобъем и давление газа для продувки, устанавливать время отбора газа и схемусвязи. Эти мероприятия должны быть согласованы с эксплуатирующими организациямии отражены в специальной (рабочей) инструкции.

Все сварочно-монтажныеработы по прокладке временных шлейфов подачи газа необходимо выполнять всоответствии с нормами и правилами сооружения трубопроводов.

2.36. Продувкупромысловых трубопроводов осуществляют под давлением сжатого воздуха или газа всоответствии с принципиальными схемами, приведенными на рис.6.    

 

 

Рис.6. Принципиальнаясхема продувки промыслового трубопровода:

а - продувка природнымгазом от скважины; б - продувка сжатым воздухом; 1 - скважина;

2 - трубопровод; 3 -кран;  4 - заглушка; 5 - компенсатор;  6 - подводящий патрубок;

7 - продувочныйпатрубок; 8 - коллектор; 9 - компрессор

 

2.37. При продувкетрубопроводов газом из них предварительно должен быть вытеснен воздух.

Газ для вытеснениявоздуха следует подавать под давлением не более 0,2 МПа (2 кгс/см). Вытеснениевоздуха считается законченным, когда содержание кислорода в газе, выходящем изтрубопровода, составляет не более 2%. Содержание кислорода определяют газоанализатором.

2.38. Подземные иназемные трубопроводы следует продувать с пропуском очистных поршней,оборудованных очистными и герметизирующими элементами. При этом скоростьдвижения очистных поршней не должна превышать 70 км/ч.

2.39. Для продувки спропуском поршня давление воздуха (или газа в ресивере при соотношении объемовресивера и продуваемого участка 1:1) определяется по табл.1.

 

Таблица 1

 

Условный диаметр трубопровода, мм	Давление в ресивере, не менее, МПа (кгс/см)
	для трубопроводов, очищенных протягиванием очистных устройств	для трубопроводов, не очищенных протягиванием очистных устройств
До 250	1,0 (10)	2,0 (20)
От 300 до 400	0,6 (6)	1,2 (12)
От 500 до 800	0,5 (5)	1,0 (10)
От 1000 до 1400	0,4 (4)	0,8 (8)

    

Диаметр перепускной(байпасной) линии и полнопроходного крана на ней должен быть равен 0,3 диаметрапродуваемого участка.

2.40. При подаче газа отскважины или действующего газопровода давление в начале продуваемого участкадолжно составлять 0,5-0,7 от минимальных величин, указанных в табл.1.

2.41. Надземные,монтируемые на опорах трубопроводы следует продувать с пропуском очистныхустройств облегченной конструкции, масса и скорость перемещения которых невызовут разрушения трубопровода или опор.

2.42. Для продувкинадземных трубопроводов используют очистные поршни типа ОПКЛ илипоршни-разделители типа ПР, ДЗК, ДЗК-РЭМ.

2.43. Пропуск поршней понадземным трубопроводам следует осуществлять под давлением газа или воздуха соскоростью не более 10 км/ч.

2.44. При любом способе прокладкитрубопровода протяженность участка продувки с пропуском очистных илиразделительных устройств устанавливается с учетом технической характеристикиустройства (предельной длины его пробега) и давления продувки.

2.45. Продувкатрубопроводов (кроме магистральных газопроводов) проводится с пропуском одногоочистного устройства.

Продувка с пропускомочистного устройства считается законченной, когда после вылета очистногоустройства из продувочного патрубка выходит струя незагрязненного воздуха илигаза.

Если после вылетаочистного устройства из трубопровода выходит струя загрязненного воздуха илигаза, необходимо провести повторную продувку участка.

Если после вылетаочистного устройства из продувочного патрубка выходит вода, по трубопроводудополнительно следует пропустить разделитель. На магистральных газопроводахпроизводится трехкратная продувка с пропуском очистных устройств.

2.46. Продувка безпропуска очистных устройств осуществляется скоростным потоком воздуха или газа.

2.47. Для продувки безпропуска поршня давление воздуха или газа в ресивере при соотношении объемовресивера и продуваемого участка 2:1 и диаметре перепускной линии, равном 0,3диаметра продувочного трубопровода, определяется по табл.1.

2.48. Протяженностьучастка трубопровода, продуваемого без пропуска поршней, не должна превышать 5км.

2.49. Продувка безпропуска очистного устройства считается законченной, когда из продувочногопатрубка выходит струя незагрязненного воздуха или газа.

 

Продувка сиспользованием высокопроизводительных компрессорных установок

 

2.50. Продувкатрубопроводов с использованием высокопроизводительных мобильных компрессорныхустановок на базе авиационных двигателей производится следующими методами:

скоростным потокомвоздуха непосредственно от компрессорной установки (без применения ресивера ибез пропуска очистного устройства);

с пропуском очистногоустройства под давлением воздуха непосредственно от компрессорной установки(без применения ресивера);

с пропуском очистногоустройства под давлением воздуха из ресивера, заполненного от компрессорнойустановки;

в комбинированномрежиме, предусматривающем предварительную продувку полости трубопроводаскоростным потоком воздуха и последующую продувку с пропуском очистногоустройства без применения ресивера на обоих этапах (для сильно загрязненныхучастков).

2.51. Принципиальнаясхема продувки трубопровода с применением высокопроизводительной мобильнойкомпрессорной установки типа ТКА 80/0,5 без использования ресивера и запорнойарматуры приведена на рис.7.

При работе установкивыхлопные газы газогенератора 2 раскручивают турбокомпрессор 3, подающий сжатыйвоздух через предохранительный клапан 4 и подсоединительный трубопровод 5 вкамеру пуска поршня 6. Поршень 7 при движении очищает полость трубопровода 8.

 

 

Рис.7. Принципиальнаясхема продувки трубопровода с применением компрессорной установки типаТКА-80/0,5:

1 - пульт управления; 2- газогенератор; 3 - турбокомпрессор; 4 - предохранительный клапан; 5 -подсоединительный трубопровод; 6 - камера пуска поршня; 7 - поршень; 8 -продуваемый трубопровод; 9 - продувочный патрубок

 

2.52. Продувке спропуском очистного устройства под давлением воздуха непосредственно откомпрессорной установки типа ТКА 80/0,5 подлежат участки трубопроводовдиаметром 1020, 1220 и 1420 мм протяженностью соответственно не более 10, 20 и30 км.

 

Протягивание

 

2.53. Очистка полостипротягиванием очистного устройства производится непосредственно втехнологическом потоке сварочно-монтажных работ, в процессе сборки и сваркиотдельных труб или секций в нитку трубопровода.

Протягивание очистныхустройств по надземным трубопроводам осуществляется до их укладки или монтажана опорах.

2.54. В процессе сборкии сварки трубопроводов очистное устройство перемещают внутри труб с помощьюштанги трубоукладчиком (трактором). Загрязнения удаляют в конце каждой секции(рис.8).    

 

 

Рис.8. Принципиальнаясхема очистки полости трубопроводов в процессе их сборки в нитку с наружнымцентратором:

а - пропуск штангиочистного устройства через секцию; б - центровка секций и сварка стыка;

в - очистка полостисобранной секции; г - выброс загрязнений из секций; 1 - очистное устройство; 2- наружный центратор; 3 - штанга; 4 - трубоукладчик

 

2.55. Очистку полоститрубопроводов, собираемых в нитку с помощью внутреннего центратора, производяточистным устройством, конструктивно объединенным с этим центратором.

2.56. Трубопроводы,монтируемые с использованием наружного центратора или других приспособлений,очищают специальным устройством.

В качестве очистногоустройства при протягивании следует использовать специальные приспособления,оборудованные очистными щетками или скребками, а также очистные поршни,применяемые для продувки трубопроводов.

2.57. В случаевыполнения очистки полости промысловых трубопроводов протягиванием очистногоустройства продувку или промывку разрешается не производить по согласованию сзаказчиком.

 

Вытеснение загрязнений впотоке жидкости     

 

2.58. Очистка полоститрубопроводов вытеснением загрязнений в скоростном потоке жидкостиосуществляется в процессе удаления жидкости после гидроиспытания с пропускомпоршня-разделителя под давлением сжатого воздуха или газа.

2.59. Скоростьперемещения поршня-разделителя в едином совмещенном процессе очистки полости иудаления воды должна быть не менее 5 км/ч и не более величины, определяемойтехнической характеристикой применяемого поршня-разделителя (см. п.6.11).

2.60. Протяженностьучастка очистки полости вытеснением загрязнений в скоростном потоке жидкостиустанавливается с учетом рельефа местности, давления в трубопроводе в началеочищаемого участка и характеристики поршня-разделителя (предельной длины егопробега), (см.прил.1).

 

Особенности очисткиполости при отрицательных температурах

 

2.61. При строительстветрубопроводов в условиях отрицательных температур особое внимание необходимоуделять защите труб, хранящихся в штабелях, от попадания в них снега, которыйпревращается в лед и сильно затрудняет последующую очистку полости.

2.62. Основнымиспособами очистки полости при отрицательных температурах следует считатьпродувку с пропуском поршня, протягивание или вытеснение загрязнений вскоростном потоке жидкости, удаляемой после гидроиспытания.

2.63. Продувка ипротягивание не лимитированы временем воздействия отрицательных температур,позволяют удалить загрязнения и проверить проходное сечение по всей длинеучастка. Это исключает застревание поршней-разделителей в процессе заполнениятрубопровода водой и удаления воды после гидроиспытания, значительно сокращаетобщее время производства работ, снижает риск замораживания воды в трубопроводе,разбавления и замерзания антифриза.

2.64. Оттаявшие призаполнении водой  и гидроиспытании загрязнения, лед и снег эффективновытесняются в скоростном потоке воды, удаляемой после гидроиспытания.

2.65. Надземныетрубопроводы с П-образными компенсаторами, исключающими продувку или промывку спропуском поршней, очищают протягиванием очистного устройства типа ОП впроцессе сборки и сварки труб в нитку. Полость компенсатора перед монтажомпродувают воздухом.

 

3. ИСПЫТАНИЕ НА ПРОЧНОСТЬ И ПРОВЕРКА НАГЕРМЕТИЧНОСТЬ

 

3.1. Трубопроводы должныиспытываться в соответствии с проектом (рабочим проектом) гидравлическим(водой, незамерзающими жидкостями), пневматическим (природным газом, воздухом)или комбинированным (воздухом и водой или газом и водой) способами. Нефтепроводыследует испытывать, как правило, гидравлическим способом.

Все способы испытанияравноценны и применимы для трубопроводов любого назначения.

3.2. Испытаниетрубопровода на прочность и проверку на герметичность следует производить послеполной готовности участка или всего трубопровода:

полной засыпки,обвалования или крепления на опорах;

установки арматуры иприборов, катодных выводов;

удаления персонала ивывозки техники из опасной зоны;

обеспечения постояннойили временной связи.

До выполнения указанныхработ в комиссию по испытанию трубопровода должна быть представленаисполнительная документация на испытываемый объект.

3.3. Способы, параметрыи схемы проведения испытания, в которых указаны места забора и слива воды, согласованныес заинтересованными организациями, а также пункты подачи газа   и обустройствовременных коммуникаций устанавливаются рабочим проектом.

3.4. Протяженностьиспытываемых участков не ограничивается, за исключением случаев гидравлическогои комбинированного испытания, когда протяженность участков назначается с учетомгидростатического давления.

3.5 Параметры испытанияна прочность магистральных трубопроводов, независимо от их назначения и способаиспытания, принимаются в соответствии с обязательным прил.2.

Параметры испытания напрочность промысловых трубопроводов регламентированы Инструкцией"Строительство промысловых стальных трубопроводов. Технология иорганизация"   .

 

3.6. Проверку нагерметичность участка или трубопровода в целом производят после испытания напрочность и снижения испытательного давления до проектного рабочего в течениевремени, необходимого для осмотра трассы (но не менее 12 ч).

3.7. Трубопроводсчитается выдержавшим испытание на прочность и проверку на герметичность, еслиза время испытания трубопровода на прочность труба не разрушилась, а припроверке на герметичность давление остается неизменным и не будут обнаруженыутечки.

3.8. При разрыве,обнаружении утечек визуально, по звуку, запаху или с помощью приборов участоктрубопровода подлежит ремонту и повторному испытанию на прочность и проверке нагерметичность.

3.9. При многониточнойпрокладке промысловых трубопроводов допускается одновременное их испытаниегидравлическим или пневматическим способом.

 

 

 

Гидравлическое испытание

 

3.10. Для проведениягидравлического испытания давление внутри трубопроводов создают водой илижидкостями с пониженной температурой замерзания, предусмотренными проектом.

3.11. В качествеисточников воды для гидравлического испытания следует использовать естественныеили искусственные водоемы (реки, озера, водохранилища, каналы и т.п.),пересекаемые строящимся трубопроводом или расположенные вблизи  него.

Объем воды в источникахдолжен быть достаточным для проведения испытания, а уровень (несмотря наналичие фильтра по п.2.4) - обеспечивать подачу ее в трубопровод чистой (безмеханических примесей).

3.12. В состав основныхработ по гидравлическому испытанию трубопровода входят:

подготовка к испытанию;

наполнение трубопроводаводой;

подъем давления доиспытательного;

испытание на прочность;

сброс давления допроектного рабочего;

проверка нагерметичность;

сброс давления до0,1-0,2 МПа (1-2 кгс/см).

При необходимостивыполняются работы, связанные с выявлением и ликвидацией дефектов.

3.13. Для гидравлическогоиспытания трубопровод при необходимости следует разделить на участки,протяженность которых ограничивают с учетом разности высотных отметок по трассеи испытательных давлений, установленных проектом.

3.14. Гидравлическоеиспытание на прочность необходимо производить для:

трубопроводов (кромемагистральных нефте- и нефтепродуктопроводов) - на давление 1,1 Р в верхнейточке и не более гарантированного заводом испытательного давления (Р) в нижнейточке (рис.9);    

 

Рис.9. График изменениядавления при гидравлическом испытании трубопроводов

(кроме магистральныхнефтепроводов и нефтепродуктопроводов):

1 - заполнениетрубопровода водой; 2 - подъем давления до Р (а - в нижней точкетрубопровода Р Р; б -  в верхней точкетрубопровода Р= 1,1 Р); 3 - испытание напрочность; 4 -  снижение давления; 5 - проверка на герметичность

 

нефтепроводов,нефтепродуктопроводов - на гарантированное заводом испытательное давление внижней точке и не менее 1,1 Р в верхней точке (рис.10).    

 

            

     

Рис.10. График изменениядавления при гидравлическом испытании магистральных

нефтепроводов инефтепродуктопроводов:

1 - заполнениетрубопровода водой; 2 - подъем давления до Р (а - в нижней точкетрубопровода Р= Р;

б - в верхней точкетрубопровода Р 1,1 Р); 3 - испытание напрочность;  4 - снижение давления; 5 - проверка на прочность

 

Время выдержки подиспытательным давлением должно составлять 24 ч.

3.15. При подготовке киспытанию каждого участка необходимо в соответствии с принятой схемой испытаниявыполнить следующие операции:

отключить испытываемыйучасток от смежных участков сферическими заглушками или линейной арматурой(если перепад давления на арматуре не превысит паспортной характеристики);

смонтировать и испытатьобвязочные трубопроводы наполнительных и опрессовочных агрегатов и шлейфподсоединения к трубопроводу;

смонтировать (принеобходимости) узлы пуска и приема поршней;

установитьконтрольно-измерительные приборы;

смонтировать (принеобходимости) воздухоспускные и сливные краны.

3.16. При заполнениитрубопровода водой для гидравлического испытания из него необходимо удалитьвоздух.

Удаление воздуха изтрубопровода следует осуществлять с помощью поршней-разделителей или черезвоздухоспускные краны, предназначенные для целей эксплуатации или установленныена концах участка трубопровода.

3.17. Диаметрвоздухоспускных кранов следует выбирать в зависимости от суммарнойпроизводительности наполнительных агрегатов и диаметра испытываемоготрубопровода.

Для трубопроводовдиаметром до 500 мм и суммарной производительности агрегатов 300 м/чустанавливают воздухоспускные краны диаметром 25-32 мм, при диаметрахтрубопроводов более 500 мм и большей суммарной производительности агрегатов -воздухоспускные краны диаметром 50-100 мм.

На концах испытываемыхучастков следует устанавливать воздухоспускные краны диаметром не менее 50 мм.

3.18. Наполнениетрубопровода без пропуска поршня-разделителя необходимо осуществлять приоткрытых воздухоспускных кранах, которые закрывают, как только через нихперестанет выходить воздух и потечет плотная струя воды.

3.19. Наполнениетрубопровода с пропуском поршня-разделителя производится при полностью закрытыхвоздухоспускных кранах и открытой линейной запорной арматуре.

3.20. На трубопроводах,очищаемых промывкой (поршни-разделители перемещаются под давлением воды),процесс вытеснения воздуха объединяют с процессом очистки полости трубопровода(см.рис.1).

Время наполнениятрубопровода водой может быть определено по номограмме рекомендуемого прил.1.

3.21. Посла выхода поршня-разделителячерез сливной патрубок закрывают запорную арматуру, срезают патрубок иустанавливают сферическую заглушку на конце трубопровода.

Затем поднимаетсядавление в трубопроводе наполнительными агрегатами до давления, максимальновозможного по их техническим характеристикам, а далее - опрессовочнымиагрегатами - до давления испытания.

 

Пневматическое испытание

 

3.22. Для проведенияпневматического испытания давление внутри газопроводов, нефте- инефтепродуктопроводов создают воздухом или природным газом.

3.23. В качествеисточников сжатого воздуха используют передвижные компрессорные установки,которые в зависимости от объема полости испытываемого участка и величиныиспытательного давления применяют по одной или объединяют в группы.

Время наполнениятрубопровода воздухом может быть определено по номограмме рекомендуемогоприл.1.

3.24. Природный газ дляиспытания трубопроводов следует подавать от скважины (только для промысловыхтрубопроводов) или от действующих газопроводов, пересекающих строящийся объектили проходящих непосредственно около него.

3.25. Давление припневматическом испытании на прочность трубопровода в целом на последнем этапедолжно быть равно 1,1 Р, а продолжительность выдержкипод этим давлением - 12 ч.

График изменениядавления в трубопроводе при пневматическом испытании приведен на рис.11.   

 

Рис.11. График изменениядавления в трубопроводе при пневматическом испытании:

1 - подъем давления; 2 -осмотр трубопровода; 3 - испытание на прочность; 4 - сброс давления;

5 - проверка нагерметичность

 

3.26. Заполнениетрубопровода воздухом или природным газом производится с осмотром трассы придавлении, равном 0,3 от испытательного на прочность, но не выше 2 МПа (20кгс/см).

3.27. В процессе закачкив природный газ или воздух следует добавлять одорант, что облегчает последующийпоиск утечек в трубопроводе. Для этого на узлах подключения к источникам газаили воздуха необходимо монтировать установки для дозирования одоранта. Рекомендуемаянорма одоризации этилмеркаптаном 50-80 г на 1000 м газа или воздуха.

3.28. Если при осмотретрассы или в процессе подъема давления будет обнаружена утечка, то подачувоздуха или газа в трубопровод следует немедленно прекратить, после чего должнабыть установлена возможность и целесообразность дальнейшего проведения испытанийили необходимость перепуска воздуха или газа в соседний участок.

3.29. Осмотр трассы приувеличении давления от 0,3 Р до Р  и в течение временииспытания на прочность запрещается.

3.30. После окончанияиспытания трубопровода на прочность давление необходимо снизить до проектногорабочего и только после этого выполнить контрольный осмотр трассы для проверкина герметичность.

Воздух или газ присбросе давления следует по возможности перепустить в соседние участки.

3.31. Учитывая, что припневматическом испытании процессы наполнения трубопровода природным газом ивоздухом до испытательного давления занимают значительное время, необходимоособое внимание обращать на рациональное использование накопленной в трубопроводеэнергии путем многократного перепуска и перекачивания природного газа иливоздуха из испытанных участков в участки, подлежащие испытанию. Дляпредотвращения потерь газа или воздуха при разрывах заполнение трубопроводанапорной средой и подъем давления до испытательного необходимо производить побайпасным линиям при закрытых линейных кранах.

 

Комбинированноеиспытание

 

3.32. Прикомбинированном испытании давление внутри трубопровода создают двумя средами -природным газом (воздухом) и жидкостью (водой или антифризами).

3.33. Испытываемыйучасток заполняют природным газом от скважины (действующего газопровода) илисжатым воздухом от компрессорных установок в порядке, принятом дляпневмоиспытания, до создания в нем давления, равного давлению в действующемгазопроводе или максимальному давлению нагнетания компрессора.

3.34. После заполненияучастка газом или воздухом подъем давления в нем до испытательного следуетпроизводить опрессовочными агрегатами, закачивая в трубопровод жидкость.    

3.35. Давление прикомбинированном испытании на прочность должно быть равно в верхней точке 1,1 Р, а в нижнейточке - не превышать заводского испытательного давления труб. Продолжительностьвыдержки участка под этим давлением 12 ч.

3.36. График изменениядавления в трубопроводе при комбинированном испытании приведен на рис.12.

 

Рис.12. График изменениядавления в трубопроводе при комбинированном испытании:

1 - подъем давления до Р; 2 - осмотртрубопровода (В - вода; Г - газ; в верхней точке Р= 1,1 Р; в нижней точке Р Р ); 3 - испытание напрочность; 4 - сброс давления; 5 - проверка на герметичность

 

Предварительноеиспытание крановых узлов запорной арматуры

 

3.37. Предварительноеиспытание крановых узлов запорной арматуры может производиться по согласованиюзаказчика с подрядчиком на основании "Правил о договорах подряда накапитальное строительство", утвержденных постановлением Совета МинистровСССР от 26 декабря 1980 года N 1550.

Предварительноеиспытание крановых узлов производится с целью выявления дефектов и определениягерметичности этого узла до испытания в составе линейной части трубопровода.

3.38. Предварительноеиспытание крановых узлов следует выполнять гидравлическим (вода, незамерзающиежидкости) или пневматическим (воздух, природный газ) способом в соответствии срекомендуемым прил.3.

3.39. Предварительноеиспытание крановых узлов газопроводов диаметром от 530 до 1420 мм должнопроизводиться непосредственно на трассе - на месте проектного расположениякаждого узла.

Предварительноеиспытание крановых узлов диаметром от 159 до 426 мм следует производить либо натрассе, либо вне трассы, вблизи источника воды, соединяя несколько узлов вобщую группу. После испытания группу крановых узлов разъединяют на отдельныеузлы, которые транспортируют к месту монтажа на трассе.

3.40. При производстверабот на газопроводах в энергетических коридорах предварительное испытаниекрановых узлов запорной арматуры следует производить природным газом. Крановыйузел в этом случае следует испытывать совместно с участком газопровода и перемычкамимежду параллельными нитками трубопроводов.

3.41. На отдельностроящихся трубопроводах предварительное испытание крановых узлов запорнойарматуры следует производить пневматическим (воздухом) или гидравлическимспособами.

 

Особенности и методыгидравлического испытания при отрицательных температурах    

 

3.42. Гидравлическоеиспытание при отрицательных температурах воздуха или грунта допускается толькопри условии предохранения трубопровода, линейной арматуры и технологическогооборудования от замораживания.

3.43. Испытаниетрубопроводов при отрицательных температурах следует выполнять одним изметодов, приведенных в табл.2.

 

Таблица 2

 

Метод испытания	Испытательная среда	Основная область применения
Пневматический	Природный газ, воздух	Трубопроводы любого диаметра
Гидравлический	Вода, имеющая естественную температуру водоема	Подземные без теплоизоляции трубопроводы диаметром 720-1420 мм
	Предварительно подогретая вода	Теплоизолированные трубопроводы диаметром 219-720 мм
		Подземные без теплоизоляции трубопроводы диаметром 219-530 мм
	Жидкости с пониженной температурой замерзания	Трубопроводы диаметром до 219 мм
Комбинированный	Природный газ (воздух) и жидкость с пониженной температурой замерзания	Трубопроводы любого диаметра, испытательное давление в которых невозможно создать газом (воздухом)

 

3.44. Выбор методаиспытания конкретного участка трубопровода должен осуществляться с учетом:

результатовтеплотехнических расчетов параметров испытания;

наиболее рациональнойобласти применения метода испытания;

ограниченийиспользования метода испытания;

конструкции, назначения,диаметра и способа прокладки трубопровода;

данных о грунтовыхусловиях и содержании влаги по трассе, о погодных условиях в период испытания;

наличия техническихсредств, источников газа или воды для проведения испытаний;

возможности поискаутечек и необходимости проведения работ по ликвидации дефектов, а также полнойпотери испытательной среды при пневматическом и комбинированном методах;

требований техникибезопасности, охраны труда и окружающей среды.

3.45. В условияхотрицательных температур следует учитывать возможные ограничения в примененииметода испытания:

испытание водой -сезонное отсутствие воды (промерзание рек, озер и т.д.), требования защитыокружающей среды при сливе воды из трубопровода, теплотехнические параметрыиспытания;

испытание воздухом -специфика эксплуатации передвижных компрессорных установок при низкихтемпературах наружного воздуха;

температура стеноктрубопровода при испытании на прочность и проверке на герметичностьограничивается температурой хладостойкости материала труб.

3.46. Гидроиспытания приотрицательных температурах имеют специфические особенности, обусловленныевозрастающей ролью фактора времени. Поэтому при проведении таких испытанийнеобходимо:

завершить их в строгоопределенное расчетом время, в течение которого исключается замерзание воды втрубопроводе. Следовательно, нужна тщательная подготовка, теплотехническийрасчет параметров испытания и высокий уровень организации работ;

обеспечить обязательныйконтроль температуры жидкости в трубопроводе и оценку изменения давления припроверке на герметичность с учетом изменения температуры;

укрытие и утеплениетрубопровода, его открытых частей, арматуры, узлов подключения агрегатов иприборов;

провести очистку полостипродувкой, протягиванием или совместить очистку полости с удалением жидкостипосле гидроиспытания;

установить узлы приемапоршней, исключив заполнение трубопровода водой на открытый конец, слив водысамотеком и другие неконтролируемые процессы перемещения воды в трубопроводе;

обеспечить возможностьнемедленного удаления жидкости из трубопровода, что гарантируется наличиемисточников газа или воздуха и их подсоединением до начала испытаний к обоимконцам испытываемых участков.

3.47. Наполнениетрубопровода водой для гидравлического испытания следует проводить с помощьюнаполнительных агрегатов без пропуска очистных или разделительных устройств.

Пропуск поршней впроцессе заполнения трубопровода водой допускается при условии предварительногопрогрева магистрали прокачкой воды.

3.48. С целью повышениянадежности производства испытаний в зимних условиях не допускается заполнениетрубопровода водой до проведения:

тщательной засыпкиподземного и обвалования наземного трубопровода на всем его протяжении;

нанесения теплоизоляциина надземный трубопровод и дополнительного утепления мест укладки трубопроводана опоры;

утепления и укрытиялинейной арматуры, узлов запуска и приема поршней, сливных патрубков и другихоткрытых частей испытываемого трубопровода;

утепления и укрытияузлов подключения наполнительных и опрессовочных агрегатов, обвязочныхтрубопроводов с арматурой;

мероприятий попредупреждению замерзания используемых при испытании приборов;

работ по присоединениюузлов подключения к источнику газа или воздуха, используемому для удаления водыиз трубопровода.

3.49. Необходимостремиться к тому, чтобы вода в трубопроводе в период подготовки испытания какможно меньше времени находилась в статическом состоянии.

При возникновениизадержек в производстве работ по испытанию, приводящих к превышению принятого врасчете времени испытания, следует возобновить прокачку воды с определеннойрасчетом температурой через испытываемый участок. Допускается осуществлятьпрокачку воды в период между испытаниями на прочность и герметичность, а такжев период, когда трубопровод находится не под испытательным давлением.

3.50. При подготовке кгидравлическому испытанию в осенне-зимний период, чтобы предупредить замерзаниеводы при внезапном похолодании, необходимо тщательно проконтролировать засыпкуили обвалование трубопровода на всем его протяжении. Особое внимание следуетобратить на то, чтобы арматура и узлы подключения были тщательно укрыты.

После того как выпадетснег, необходимо дополнительно утеплить трубопровод путем его обвалованияснегом, имея в виду, что теплозащитные свойства слоя снега толщиной 20 смэквивалентны примерно 100 см грунта.

 

Испытание подземныхтрубопроводов без теплоизоляции с прокачкой воды

 

3.51. Для обеспеченияиспытания водой подземного трубопровода при отрицательной температуре грунта науровне заложения трубы необходимо проводить предварительный прогрев магистралии окружающего грунта путем прокачки воды.

3.52. Принципиальнаясхема испытания подземного газопровода без теплоизоляции при отрицательнойтемпературе грунта приведена на рис.13.    

 

Рис.13. Принципиальнаясхема испытаний водой подземного трубопровода

без теплоизоляции приотрицательной температуре грунта:

а - заполнение, подъемдавления, испытание; б - очистка полости и удаление воды с пропускомразделителя под давлением газа; 1 - трубопровод; 2 - разделитель; 3, 4, 5 -краны подачи газа; 6, 7, 8, 9 - задвижки; 10 - заглушка; 11 - наполнительныйагрегат; 12 - опрессовочный агрегат

 

3.53. После заполнениятрубопровода осуществляется прокачка воды с целью создания вокруг трубы талогопространства, исключающего льдообразование в трубопроводе.

3.54. Для подземныхтрубопроводов диаметром 219-530 мм необходимо производить предварительный подогревпрокачиваемой через трубопровод воды. Температура подаваемой в трубопровод водыне должна превышать максимальной рабочей температуры для конкретноготрубопровода.

 

Испытание подогретойводой надземных теплоизолированных трубопроводов     

 

3.55. Принципиальнаясхема испытания подогретой водой надземного теплоизолированного трубопроводаприведена на рис.14.    

 

Рис.14. Принципиальнаясхема испытания трубопровода подогретой водой:

а - заполнение, подъемдавления, испытание; б - удаление воды; 1 - трубопровод; 2 - компенсатор; 3 -разделитель; 4 - заглушка; 5 - наполнительно-опрессовочная станция; 6 - емкостьгорячей воды; 7-11 - задвижки; 12, 13, 14 - краны

 

3.56. Приготовление водыдля испытания промысловых газопроводов следует производить в резервуарах воды,входящих в состав установок комплексной подготовки газа. Возможно использованиедля испытания подогретой воды от теплообменников, водоподогревательныхустановок, коммуникаций горячего водоснабжения.

3.57. Температураподаваемой в трубопровод воды не должна превышать максимальной рабочейтемпературы испытываемого трубопровода.

3.58. После заполнениятрубопровода прокачка воды продолжается до тех пор, пока температура воды наконце трубопровода не достигнет расчетной, обеспечивающей последующеепроведение испытаний без замерзания воды в течение расчетного времени.

3.59. В процессепрокачки следует контролировать температуру воды на входе и выходе изтрубопровода.

 

Испытание жидкостями спониженной температурой замерзания

 

3.60. Испытание трубопроводовпри отрицательных температурах следует выполнять с использованием жидкостей наоснове:

хлористого кальция сдобавками ингибиторов коррозии;

метанола;

гликолей, в том числеэтиленгликоля (ЭГ) и диэтиленгликоля (ДЭГ);

дизельного топлива;

подтоварной воды;

криопэгов.

3.61. Температурныйдиапазон применения жидкости для испытания трубопроводов определяетсятемпературой ее замерзания, которая зависит от концентрации раствора.

3.62. Использование дляиспытания жидкостей с пониженной температурой замерзания разрешается только поспециальной технологии с учетом ее приготовления и утилизации, указанной впроекте.

3.63. Водный раствор,используемый для испытания трубопровода, готовится путем смешения безводногохлористого кальция (метанола, ЭГ или ДЭГ) с технической или питьевой водой,свободной от твердых взвесей или примесей.

Процентное содержаниехлористого кальция (метанола, ЭГ, ДЭГ) в растворе следует определять поплотности раствора и контролировать с помощью ареометра.

3.64. Испытаниетрубопровода необходимо планировать так, чтобы в период проведения этих работтемпература внутри трубопровода не снизилась (например, вследствие понижениятемпературы наружного воздуха) до температуры замерзания испытательнойжидкости.

3.65. Учитывая, чтоналичие воды, снега, льда в трубопроводе приводит к разбавлению поступающих вполость первых порций раствора и, следовательно, к повышению температуры ихзамерзания, необходимо использовать растворы, концентрация которых обеспечиваеттемпературу замерзания раствора ниже возможной температуры наружного воздуха впериод испытания.

3.66. Испытаниетрубопровода жидкостью с пониженной температурой замерзания следует производитьв соответствии с принципиальной схемой, приведенной на рис.15.         

 

 

Рис.15. Принципиальнаясхема испытания трубопровода жидкостью с пониженной температурой замерзания:

а - заполнение, подъемдавления, испытание; б - удаление жидкости газом с пропуском разделителей; 1 -трубопровод; 2 - компенсатор; 3 - разделитель; 4 - заглушка; 5 - опрессовочныйагрегат; 6, 7 - резервуар; 8-14 - задвижки; 15, 16 - краны; 17 - скважина

 

3.67. При разрыветрубопровода необходимо оперативно локализовать зону выброса испытательнойжидкости с помощью запруд, обвалования грунтом с последующей нейтрализацией(сбор антифриза, разбавление водой до уровня, не превышающего предельнодопустимой концентрации, и др.).

3.68. При использованииводных растворов хлористого кальция, метанола, ЭГ и ДЭГ в качестве жидкости спониженной температурой замерзания следует соблюдать специальные требования поих хранению, транспортировке и утилизации.

3.69. Испытание сприменением отрицательно-температурной воды (криопэга) из сеноманских и другихгеологических горизонтов, подтоварной воды следует производить на трубопроводахлюбого назначения в районах сооружения промыслов, где имеются источники такихвод и возможен их отбор в необходимых объемах.

3.70. Возможный периодпроведения испытания определяется из условия, что температура замерзаниякриопэга, подтоварной воды должна быть ниже минимальной температуры грунтазасыпки (при подземной прокладке) или температуры наружного воздуха (принадземной прокладке) в процессе испытания.

 

4. УДАЛЕНИЕ ВОДЫ ИЗ ТРУБОПРОВОДОВ ПОСЛЕГИДРАВЛИЧЕСКОГО ИСПЫТАНИЯ

 

4.1. Послегидравлического испытания удаление воды при строительстве должнопредусматриваться только для газопроводов и только на последнем этапе испытанияспособом, указанным в проекте (рабочем проекте).

4.2. Удаление воды изнефте- и нефтепродуктопроводов, а также осушка специальных трубопроводов итрубопроводов, предназначенных для транспортирования сероводородосодержащегоприродного газа или газового конденсата, должны производиться в периодпусконаладочных работ силами эксплуатирующей организации.

4.3. Для удаления водыиз газопровода диаметром 219 мм и более пропускают последовательнопоршни-разделители под давлением сжатого воздуха или природного газа в дваэтапа:

предварительный -удаление основного объема воды одним поршнем-разделителем;

контрольный -окончательное удаление воды из газопровода одним поршнем-разделителем.

4.4. Результаты удаленияводы следует считать удовлетворительными, если впереди контрольногопоршня-разделителя нет воды и он вышел неразрушенным. В противном случаенеобходимо дополнительно пропустить контрольный поршень-разделитель.

4.5. На трубопроводахдиаметром до 219 мм и при наличии крутоизогнутых вставок радиусом менее пятидиаметров трубопровода удаление воды следует производить непосредственновоздухом или природным газом от скважины или из ресивера на открытый конециспытанного участка.

4.6. Удаление водысчитается законченным без пропуска поршней-разделителей, когда из трубопроводоввыходит чистая струя воздуха или газа.

4.7. После испытаниятрубопровода комбинированным методом из него необходимо удалить воду вследующем порядке:

первый этап -предварительный слив воды под давлением природного газа или воздуха черезпатрубки, заранее установленные в местах закачки воды;

второй этап - спропуском поршней-разделителей, перемещаемых по трубопроводу под давлением газаили воздуха.

4.8. Скоростьперемещения поршня-разделителя при удалении воды должна составлять не менее 5км/ч.

4.9. Давление газа(воздуха) в начале участка должно определяться согласно рекомендованному прил.1в зависимости от перепада высот по трассе, гидравлических потерь при движенииводы и перепада давления на поршень. При этом диаметр запорной арматуры и диаметрперепускной линии от ресивера к участку должен составлять

= (0,15 - 0,2).

4.10. Оптимальныеразмеры сливных патрубков определяют в зависимости от диаметра очищаемогоучастка    иотношения длины к диаметру этого патрубка / (табл.3).

 

Таблица 3

 

Отношение длины к диаметру сливного патрубка /	<100	100<<500	500<<1000	>1000
Отношение диаметра сливного патрубка к диаметру трубопровода /	0,2-0,3	0,3-0,4	0,4-0,5	0,5-0,6

 

4.11. Удалять воду изтрубопроводов после испытаний следует в основном в направлении от наиболеевысоких точек (по рельефу местности) к пониженным.

4.12. С цельюобеспечения охраны окружающей среды следует отвести использованную воду вестественные (котлованы, овраги и т.п.) или специально подготовленные водоемы(амбары, отстойники, сооружаемые в виде траншеи или путем обвалования). Длягашения энергии струи вытекающей из трубопровода воды необходимо устанавливатьводоотбойники (например, железобетонные пригрузы, плиты и т.п.), расукладки иликрепления на опорах слив воды производится самотеко

4.13. Послегидравлического испытания участка газопровода запорная арматура на узле приемапоршня-разделителя должна быть открыта только после полной готовности этогоучастка к удалению из него воды и получения извещения о начале движенияпоршня-разделителя из узла пуска. Это предотвращает образование воздушныхпробок и снижает давление воздуха (газа), необходимое для удаления воды.

4.14. Из короткихучастков трубопроводов категории В и I после их предварительногогидравлического испытания до укладки или крепления на опорах слив водыпроизводится самотеком.

4.15. Принципиальныесхемы инвентарных узлов пуска поршней-разделителей приведены на рис.16.

Указанные схемы узловпуска обеспечивают производство работ как при положительных, так и приотрицательных температурах. Технологические возможности схемы с универсальнойобвязкой (рис.16, а) выше, чем у схемы с раздельной подачей газа (воздуха) иводы (рис.16,б). Она позволяет выполнять промывку с пропуском поршней,заполнение водой и предварительный прогрев трубопровода и окружающего грунта вусловиях отрицательных температур, полное удаление воды после гидроиспытания споследовательным пропуском основного и контрольного поршня-разделителя.Установленный на конце трубопровода инвентарный узел используется для приемапоршней-разделителей.

 

Рис.16. Принципиальныесхемы инвентарных узлов пуска очистных и разделительных устройств:

а - с универсальнойобвязкой трубопровода для подачи газа (воздуха) и воды; б - с обвязкойтрубопроводами для раздельной подачи газа (воздуха) и воды; 1 - приварнаязаглушка;

2 - очистное устройство;3 - стопорное устройство; 4 - датчики давления и температуры;

5 - манометр; 6 -сигнализатор контроля движения очистного устройства; 7 - шлейф от источникавоздуха или газа; 8 - укрытие с обогревом при производстве работ в условияхотрицательных температур; 9 - шлейф от наполнительных агрегатов; 10 - шлейф отопрессовочных агрегатов

 

4.16. При производстверабот в условиях низких температур поршни-разделители заранее запасовывают винвентарные узлы пуска и приема, смонтированные на обоих концах очищаемогоучастка и подключенные к источникам воздуха или природного газа. Такое решениеобеспечивает возможность незамедлительного запуска поршней-разделителей безвскрытия трубопровода. Эти поршни служат не только для запланированногоудаления воды, но и для аварийного обезвоживания трубопровода при выявлениидефектов в процессе испытания (разрывах, утечках и др.).

4.17. Принципиальныесхемы узлов приема поршней-разделителей, монтируемых на газопроводах, приведенына рис.17. Узел (рис.17,а) следует применять на газопроводах диаметром более500 мм при необходимости отвода воды на расстояние более 100 м по временномушлейфу меньшего диаметра, а также при гидравлическом испытании приотрицательных температурах. На окончательном этапе удаления воды следуетдемонтировать концевую заглушку для выпуска поршней-разделителей на открытый конецгазопровода.

Узел (рис.17, б)целесообразно использовать на газопроводах малого диаметра.    

 

Рис.17. Принципиальныесхемы узлов приема поршней-разделителей, монтируемых на газопроводах:

а - закрытого типа; б -открытого типа с задвижкой; 1 - линейный кран; 2 - манометр;

3 - сигнализатор дляконтроля за движением разделителя; 4 - очистные или разделительные устройства;5 - стопор; 6 - сливной патрубок; 7 - контрольный сливной патрубок

 

4.18. Узлы пуска иприема очистных и разделительных устройств следует располагать в местахтехнологических разрывов трубопровода (места установки линейной арматуры,переходы через естественные препятствия и т.п.).

4.19. Узлы пуска иприема, а также сливные и продувочные патрубки во избежание их смещения ивибрации должны быть надежно закреплены.

4.20. Контроль задвижением разделителей должен осуществляться по показаниям сигнализаторов,манометров, измеряющих давление в узлах пуска и приема поршней, по сообщениямобходчиков и другими методами.

 

5. КОМПЛЕКСНЫЕ ПРОЦЕССЫОЧИСТКИ ПОЛОСТИ, ИСПЫТАНИЯ И УДАЛЕНИЯ ЖИДКОСТИ

 

5.1. Завершающиепроцессы строительства трубопроводов: очистка полости, испытание и удалениежидкости должны быть объединены общими технологическими и организационнымирешениями в едином комплексном процессе.

5.2. В комплексныепроцессы, помимо основных процессов очистки полости, испытания, удаленияжидкости, входят следующие работы:

подготовительные(сварочно-монтажные и другие работы) - обеспечивают возможность проведенияосновных процессов;

промежуточные(сварочно-монтажные и другие работы) - обеспечивают возможностьпоследовательного проведения соответствующих основных процессов;

заключительные(сварочно-монтажные и другие работы) - проводят с целью демонтажа узлов иоборудования, использованных при очистке полости и испытании, и подготовкиобъекта (участка) к последующей эксплуатации (только в пределах обязанностейстроительно-монтажных организаций);

ликвидация отказов(сварочно-монтажные и другие работы) - обеспечивает устранение возможныхотказов (застревание в трубопроводе очистных и разделительных устройств,утечки, разрывы и т.п.) и восстановление единой непрерывной нитки трубопровода.

5.3. Процесс испытаниятрубопровода является ведущим, определяет структуру всего комплекса работ исоответствующую организацию их выполнения.

5.4. Наиболееэкономичными по времени и стоимости производства работ являются комплексныепроцессы очистки полости и испытания трубопроводов с использованием толькоодной рабочей среды, например, продувка и испытание природным газом; промывка игидроиспытание; гидроиспытание и очистка полости вытеснением загрязнений вскоростном потоке удаляемой из трубопровода жидкости.

5.5. Для комплексногогидравлического испытания трубопроводов большого диаметра как приположительных, так и при отрицательных температурах следует применятьиндустриальную технологию очистки полости и испытания, предусматривающуюиспользование следующих прогрессивных технологических и технических решений:

рациональныхтехнологических схем гидравлического испытания, обеспечивающих одновременноевыполнение основных этапов работ на соседних участках трубопровода;

единого технологическогопроцесса очистки полости и удаления воды из трубопровода после гидравлическогоиспытания, повышающего качество очистки полости, сокращающего количествопропусков поршней и исключающего замораживание магистралей при работе в зимнихусловиях;

максимальнойпротяженности участков пропуска поршней для очистки полости и удаления воды,сокращающего количество технологических разрывов и потери воды при испытании;

предварительногопрогрева трубопровода и окружающего грунта прокачкой воды, исключающего перерывв работе бригады по испытанию в зимний период;

монтажа камерпуска-приема поршней, обеспечивающих возможность аварийного удаления воды при выявлениидефектов и значительного сокращения сроков их устранения, особенно в условияхотрицательных температур;

индустриального монтажанаполнительно-опрессовочного оборудования, шлейфов низкого и высокого давления,сокращающего объем сварочно-монтажных работ и исключающего необходимостькомплектации запорной арматуры на трассе;

оптимальных схем обвязкинаполнительных агрегатов, обеспечивающих возможность их работы параллельно,последовательно и попарно-последовательно в зависимости от диаметра и протяженностииспытываемого трубопровода и перепада высот по трассе;

дублирующих системзаливки насосов наполнительных агрегатов, надежного утепления оборудования ишлейфов, исключающих  простои агрегатов при работе в условиях отрицательныхтемператур.

5.6. Структура основныхкомплексных процессов очистки полости, испытания и удаления жидкости изтрубопроводов при различных условиях строительства приведена в табл.4.

 

Таблица 4

 

Структура комплексных процессов	Основная область применения
1	2
При положительной или отрицательной температуре на уровне трубопровода
1. Продувка газом (воздухом) с пропуском поршня	Трубопроводы диаметром более 219 мм
Испытание газом (воздухом)
2. Протягивание очистного устройства или продувка скоростным потоком газа (воздуха)	Трубопроводы диаметром менее 219 мм
	Трубопроводы с компенсаторами диаметром до 1420 мм
Испытание газом (воздухом)	Участки трубопроводов протяженностью менее 1 км
При положительной температуре на уровне трубопровода
3. Заполнение водой	Трубопроводы любого диаметра
Испытание водой
Очистка полости, совмещенная с удалением воды газом (воздухом) - по п.п.2.58, 4.3, 4.5
4. Промывка	Трубопроводы любого диаметра
Испытание водой
Удаление воды газом (воздухом) по п.п.4.3, 4.5
5. Заполнение газом и водой	Трубопроводы любого диаметра, проложенные в горной местности
Испытание комбинированное
Удаление  воды газом (воздухом) по п.4.7
При отрицательной температуре на уровне трубопровода
6. Заполнение и предварительный прогрев трубопровода прокачкой воды, имеющей естественную температуру водоема	Подземные трубопроводы диаметром 530-1420 мм
Испытание водой
Очистка полости, совмещенная с удалением воды газом (воздухом) - по пп.2.58, 4.3
7. Заполнение и предварительный прогрев трубопровода прокачкой	Подземные трубопроводы диаметром 219-530 мм
подогретой воды (подтоварной воды)	Надземные теплоизолированные трубопроводы диаметром 219-720 мм
Испытание подогретой водой (подтоварной водой)
Очистка полости, совмещенная с удалением воды газом (воздухом) - по пп.2.58, 4.3
8. Продувка газом  (воздухом) или протягивание очистного устройства	Подземные трубопроводы диаметром 219-530 мм
Заполнение и предварительный прогрев трубопровода прокачкой подогретой воды	Надземные теплоизолированные трубопроводы диаметром 219-720 мм
Испытание подогретой водой
Удаление воды газом (воздухом) по п.4.3
9. Протягивание очистного устройства или продувка скоростным потоком газа (воздуха)	Трубопроводы диаметром менее 219 мм
Испытание жидкостями с пониженной температурой замерзания
Удаление жидкости газом (воздухом) по п.4.5

 

6. МАШИНЫ, УСТРОЙСТВА И ПРИБОРЫ,

МЕТОДЫ ПОИСКА УТЕЧЕК

Машины

 

6.1. Для продувки,пневматического испытания и удаления из газопровода воды следует применятькомпрессорные установки, указанные в табл.5.   

 

Таблица 5

 

Марка компрес- сорной установки	Произво- дительность, м  /мин		Давление нагне- тания, МПа		База		Привод от двигателя	Мощ- ность двига- теля, л.с.		Размеры, м		Масса, т
1	2		3		4		5	6		7		8
Компрессорные установки низкого давления
АМС-4	57,5-70,3			1,0-2,0		Тележка на пневмо- колесном ходу	-	700	13,82х3,25х3,45		52
ЗИФ-55	5,0			0,7		"	ЗИЛ-121	98	3,45х1,82х1,77		2,75
КС-9	8,5			0,6		"	КДМ-100	100	5,08х1,89х2,10		5,75
ДК-9	10,0			0,6		"	КДМ-100	100	5,03х1,85х2,55		5,65
ПК-10	10,5			0,7		"	Д-108	108	4,70х1,89х2,61		5,10
НВ-10	10,0			0,8		На раме	ЯМЗ-236	92	3,42х1,77х1,55		2,85
ПР-10М	11,0			0,8		Тележка на пневмо- колесном ходу	А-01МК	110	5,65х1,70х2,21		2,9
ТКА 80/0,5	4000			0,5		На раме в трех блок-боксах	55 "Б"	40000	5,50х2,25х2,20 5,50х2,25х2,20 3,5х2,25х2,20		12,5
Компрессорные установки высокого давления
АМС-2		57,5-70,8		1,0-10,0		Тележка на пневмо- колесном ходу	-	770	11,32х3,25х3,45		38,7
СД-9/101		9,0		10,0		Автомобиль КРАЗ-257БI	2Д12Б или В2-500СЗ	203	10,3х3,02х3,7		21,5
СД-12/25		12,0		2,5		Автомобиль КРАЗ-257БI	2Д12Б или В2-500СЗ	203	9,66х3,0х3,6		21
КС-100		16,0		10,0		Тележка на пневмо- колесном ходу	1Д12Б	410	11,0х3,14х3,4		23
АКС-8		2,0		23,0		"	ЯАЗ-204	110	3,53х1,91х2,22		3,95
УКС-400		2,3		40,0		"	ЯАЗ-М204В	75	4,7х2,35х2,40		5,0

 

6.2. Для промывки игидравлического испытания трубопроводов следует использовать наполнительные иопрессовочные агрегаты, приведенные в табл.6.

 

Таблица 6

 

 

Марка агрегата	Марка насоса			Производительность агрегата, м /ч				Напор при наполнении, м вод. ст.			Давление при опрессовке, МПа			Мощность двигателя, л.с.			Масса, т
				при наполнении			при опрессовке
Наполнительные агрегаты
АН 261		ЦНС 300-180			260		-		155			-			300			8,4
АН 501		ЦН 400х210			480		-		138			-			500			8,3
АСН-1000		ЦН 1000-180-2			1000		-		180			-			900			20,0
Опрессовочные агрегаты
АО 161		9МГр-73			-		22,6			-			13			130			8,0
Азинмаш-32		1НП-160			-		12-51			-			16-4			100			15,1
ЦА-320М		9Т			-		18,4-82,2			-			18,2-4			180			17,2
Комплект оборудования в блочном исполнении
Комплект оборудо- вания в блочном исполнении для гидравли- ческих испытаний трубопроводов			4хАН501 2хАО161			1800-900	45			138-240			13			4х500 2х130			77,0

 

6.3. Для закачки втрубопровод воды и воздуха допускается использовать машины, применяющиеся вдругих отраслях народного хозяйства и обеспечивающие параметры и режимыпроцессов очистки полости и испытания.

6.4. Техническиесредства, применяемые для очистки полости и гидравлического испытаниятрубопроводов при отрицательных температурах, должны:

обеспечивать надежностьих запуска, управления и эксплуатации;

исключать замораживаниеводы в системах ее забора, подачи и слива;

позволять осуществлятьих быстрый монтаж и демонтаж.

6.5. Для повышенияэффективности работы технических средств в зимних условиях следуетиспользовать:

комплектно-блочноеисполнение оборудования;

индустриальный монтажоборудования на трассе;

укрытие и обогревнаполнительных и опрессовочных агрегатов, арматуры, узлов пуска и приемапоршней и других открытых частей оборудования;

теплоизоляциювсасывающих и напорных линий агрегатов, обвязочных и подсоединительныхтрубопроводов;

дублирование системзапуска насосов;

оптимальные схемыобвязки насосных станций;

рациональныетехнологические схемы очистки полости и испытания трубопроводов.

6.6. Технологическаякомпоновка комплекта оборудования в блочном исполнении обеспечивает возможностьподключения двух, четырех и шести наполнительных агрегатов АН 501, а такжевозможность их параллельного, последовательного и попарно-параллельногосоединения.

6.7. Для продувкигазопроводов диаметром от 1020  до 1420 мм, в том числе в северных районах, вусловиях вечномерзлых грунтов следует применять передвижныевысокопроизводительные компрессорные установки типа ТКА-80/0,5 на базеавиационных двигателей комплектно-блочного исполнения.

 

Устройства для очисткиполости и удаления воды

 

6.8. Для очистки полоститрубопроводов, удаления из них воздуха и воды следует применять специальныеочистные и разделительные устройства.

6.9. Для повышениятехнико-экономических показателей строительства из имеющегося типажа очистных иразделительных устройств необходимо выбирать устройства, обеспечивающиенаиболее высокую эффективность очистки полости и удаления воды в конкретныхусловиях производства работ.

6.10. Рациональныеобласти применения очистных и разделительных устройств на строящихсятрубопроводах приведены  в табл.7.

 

Таблица 7

 

Очистное или разделительное устройство	Очистка полости трубопроводов				Удаление воды из трубопроводов
	протя- гивание	продувка	промывка	вытес- нение	предва- рительное	оконча- тельное
Очистные поршни ОП	+	+	-		-	-
Очистные поршни с кардной лентой ОПКЛ	-	-	+	-	+	-
Поршни-разделители ДЗК	-	-	-	-	-	+
Поршни-разделители эластичные монтажные ДЗК-РЭМ	-	-	+	-	-	+
Очистные поршни-разделители ОПР-М	-	-	+	+	+	-
Поршни-разделители манжетные ПР	-	-	+	+	+	+

 

Примечание. Знаками"+" обозначены наиболее эффективные области применения очистных иразделительных устройств.

6.11. Основныетехнологические параметры очистных и разделительных устройств, рациональныеобласти применения которых определяются п.6.10, даны втабл.8.                  

 

Таблица 8

 

Очистное или разделительное устройство	Условный диаметр, мм	Максимальная скорость перемещения, км/ч	Минимальный перепад давления на устройстве, МПа	Предельная длина участка одного пропуска устройства, км
Очистные поршни ОП	250-1400	70	0,1	40
Очистные поршни с кардной лентой ОПКЛ	150-700	10	0,03-0,05	100
Поршни-разделители ДЗК	100-700	10	0,02-0,03	30
Поршни-разделители эластичные манжетные ДЗК-РЭМ	500-1400	10	0,03-0,05	100
Очистные поршни-разделители ОПР-М	300-1420	10	0,04-0,05	100
Поршни-разделители манжетные ПР	100-1420	15	0,04-0,05	200

 

Примечание. Допускаетсяприменение очистных и разделительных устройств других типов, рекомендованныхактами приемки для проведения конкретных технологических процессов.

6.13. В зависимости отконструкции трубопровода, рельефа местности, направления выхода поршня изагрязнений, других факторов конструкция патрубка представляет собой:

конечный незаглубленныйучасток очищаемого трубопровода, приподнятый над траншеей и отведенный всторону от ее оси;

комплект прямолинейных игнутых труб, приваренных к свободному концу очищаемого трубопровода (рис.18);

ловушку для приемаочистного устройства с продольными окнами с целью обеспечения выхода воздуха(газа) и загрязнений, приваренную к концу очищаемого трубопровода.

 

Рис.18. Схема крепленияпродувочного патрубка при удалении воды из трубопровода после гидравлическогоиспытания:

1 - трубопровод; 2 -промывочный патрубок; 3 - пригрузы; 4 - водоотбойная стенка из железобетонныхблоков; 5 - сливная труба

 

6.14. Продувочный(промывочный) патрубок надземного трубопровода следует размещать на расстояниине более трех диаметров трубопровода от опоры.

6.15. При промывке,продувке, вытеснении загрязнений в потоке жидкости и удалении воды следуетобеспечить прочность и устойчивость трубопровода и продувочного (промывочного)патрубка под воздействием статических и динамических воздействий. Для этогонеобходимо оставить незасыпанным конечный участок очищаемого трубопровода изакрепить конец патрубка.

6.16. При высоте подъемаконца продувочного (промывочного) патрубка над верхней кромкой траншеи 0,2 мдлина незасыпанного участка трубопровода должна приниматься согласно табл.9.

 

Таблица 9

 

Диаметр трубопровода, мм	Высота подъема конца патрубка над дном траншеи, м	Длина незасыпанного участка трубопровода, м
		при продувке	при промывке
530	1,5	45	35
720	1,7	55	40
1020	2,2	70	55
1220	2,4	80	60
1420	2,6	90	65

 

6.17. Продувочный(промывочный) патрубок необходимо зафиксировать от смещения в горизонтальнойплоскости пригрузами (см. рис.18) или заякоренным тросом (рис.19).

Количествожелезобетонных пригрузов или диаметр троса для удержания трубопровода припродувке (промывке) следует принимать по табл.10.

 

Рис.19. Схема фиксациипродувочного патрубка трубоукладчиком:

1 - продувочныйпатрубок; 2 - стрела трубоукладчика; 3 - трос

 

Таблица 10

 

Диаметр трубопровода, мм	Количество пригрузов, шт.	Диаметр троса, мм
530	3	13,0
720	3	15,5
1020	3	19,5
1220	3	24,0
1420	4	28,5

 

6.18. При фиксированиипродувочного (промывочного патрубка с помощью троса трубоукладчика (см. рис.10)следует установить стрелу трубоукладчика под углом не более 30° к горизонту.Угол грузового каната с горизонтом не должен превышать 30°. Контргруз долженбыть полностью откинут.

При продувке (промывке)находиться в кабине трубоукладчика запрещается.

 

Приборы

 

6.19. При всех способахиспытания на прочность и проверке на герметичность для измерения давлениядолжны применяться проверенные, опломбированные и имеющие паспорт манометрыкласса точности не ниже 1 и с предельной шкалой на давление около 4/3 отиспытательного, устанавливаемые вне охранной зоны.

6.20. Содержаниекислорода в газовоздушной смеси, выходящей из трубопровода при очистке полостии испытании природным газом, определяют переносными газоанализаторами типаГХП-2, ГХП-3 или другими аналогичными приборами.

 

Методы поиска утечек прииспытании

 

6.21. При испытаниитрубопроводов на прочность и их проверке на герметичность места утечекнеобходимо определять следующими методами:

визуальным методом,предполагающим определение места выхода из трубопровода непосредственноиспытательной среды (вода, воздух, газ) и учитывающим основные признакипоявления утечек, приведенные в табл.11;

визуальным методом,предполагающим определение места выхода из трубопроводов воды, окрашеннойтрассирующими веществами-красителями;

акустическим методом,предполагающим определение места утечек по звуку вытекающей из трубопроводовжидкости или газа без помощи или с помощью приборов;

методом поиска утечек позапаху специальных веществ (одорантов), добавляемых в испытательную среду(воду, воздух, газ);

методом поиска утечекприродного газа, основанном на анализе приборами проб воздуха над поверхностьюгрунта;

методом определенияутечек по падению давления на испытываемом участке.

 

Таблица 11

 

Основные признаки утечек	Способы испытаний
	гидравлический	пневматический
		воздухом	природным газом
Видимый выход воды, воздуха, газа	+*	+	+
Выброс грунта из траншеи	+**	+	+
Изменение цвета (пожелтение растительности)	-	-	+
Изменение цвета (потемнение снежного покрова)	-	+	+
Появление пены или пузырей на поверхности воды	+ (пена)	+ (пузыри)	+ (пузыри)
Намокание валика, промоины и провалы валика и траншеи	+	_	_

_______________

* Видимый выход водыможет быть не обнаружен при утечке в нижней части трубы.

** Выброс грунта изтраншеи наблюдается редко и только при больших разрывах.

Места утечек с помощьютрассирующих веществ (красителей), а также с помощью приборов следуетопределять при соблюдении требований специальных инструкций по технологиипроизводства работ конкретным методом.

Для ускорения иупрощения поиска утечек трубопроводы, на которых ведут эти работы, разделяют наотдельные участки, ограниченные арматурой или заглушками.

 

Системы обнаруженияочистных устройств "Импульс"  и "Полюс" и технология ихиспользования при проведении очистки полости и удалении воды из трубопроводов

 

6.22. Для контроля запрохождением очистных устройств и определения их местоположения при остановке втрубопроводе необходимо применять системы обнаружения "Импульс" и"Полюс" в соответствии с техническими условиями.

6.23. Системыобнаружения очистных устройств "Импульс" и "Полюс"используют при проведении следующих технологических процессов:

промывке с пропускомочистных или разделительных устройств в потоке жидкости, закачиваемой втрубопровод для гидравлического испытания;

продувке с пропускомочистных устройств под давлением воздуха или природного газа;

вытеснении загрязнений впотоке жидкости с пропуском разделительных устройств под давлением воздуха илиприродного газа;

удалении жидкости изтрубопровода после его гидравлического испытания с пропуском разделительныхустройств под давлением воздуха, природного газа, нефти и нефтепродуктов.

6.24. Системыобнаружения "Импульс" и "Полюс" могут быть использованы припропуске очистных устройств по надземным трубопроводам, а также по подземнымтрубопроводам, засыпанным грунтами любых категорий или проложенным пообводненной и заболоченной местности.

Системы обнаружениябезвредны для обслуживающего персонала и окружающей среды.

6.25. Системаобнаружения очистных устройств "Импульс" состоит из сигнализатора ипереносного приемника с антенной.

Сигнализатор,смонтированный на очистном поршне, движущемся внутри трубопровода, излучаетзнакопеременные низкочастотные магнитные импульсы, которые принимаютсямагнитной антенной приемника и преобразуются им в звуковые сигналы.

В сигнализатор входитблок питания от источников постоянного тока (сухих элементов илиаккумуляторов). Приемник включает в себя четыре фильтра защиты от помех,вводимых в действие клавишным переключателем, а также автономный блок питанияот сухих элементов или аккумулятора.

Для защиты отвоздействия давления и агрессивной среды в трубопроводе сигнализатор и блокпитания помещены в герметичный корпус, выполненный из немагнитного материала.

6.26. Системаобнаружения очистных устройств "Полюс" включает магнитный датчик ивторичный прибор (переносной приемник). Датчик состоит из инвентарных блоковпостоянных магнитов типа БМ-1 (БМ-2), смонтированных на корпусе очистногопоршня. Регистрация магнитного поля (местоположения поршня) обеспечиваетсявторичным прибором, в качестве которого используется приемник, оборудованныйсистемой магнитных компасов.

6.27. Техническиехарактеристики системы обнаружения очистных устройств "Импульс" и"Полюс" приведены в табл.12.

 

Таблица 12

 

N п/п	Наименование параметра	Значение параметра
		система "Импульс"	система "Полюс"
1	2	3	4
1	Диаметр очищаемого трубопровода, мм	250-1420	500-1420
2	Рабочая среда	Воздух, природный газ, вода, незамерзающие жидкости, нефть, нефтепродукты
3	Максимальное давление рабочей среды в трубопроводе, МПа	12		Без ограничения
4	Типы очистных устройств	ОП, ПР, ОПР-М, ОПКЛ, ДЗК-РЭМ		ОП, ПР, ОПР-М
5	Дальность обнаружения (расстояние между датчиком-сигнализатором и приемником), м	5-7		4-7
6	Точность определения местоположения очистного устройства, м	±0,5		±0,5
7	Предельная скорость перемещения очистного устройства с датчиком-сигнализатором, м/с	15		10
8	Диапазон скоростей  перемещения очистного устройства, при котором обеспечивается надежная регистрация приемником магнитного сигнала, м/с	0-15		0-5
9	Ресурс работы датчика-сигнализатора, ч	120-240		Без ограничения
10	Допустимый диапазон изменения температуры окружающей среды, °С	-40 +50		-20 +50
11	Габаритные размеры сигнализатора (в зависимости от диаметра очистного устройства), мм:
	диаметр	80-240		-
	длина	300-400		-
12	Габаритные размеры инвентарного магнитного блока БМ-1 (БМ-2):
	длина, ширина, высота, мм	-		90125130
13	Масса, кг:
	сигнализатора	8-35		-
	датчика, состоящего из инвентарных магнитных блоков	-		40-60
	приемника	2,5		3
	антенны	2,5		-

 

6.28. При использованиисистем "Импульс" и "Полюс" следует учитывать особенности ихэксплуатации в конкретных условиях строительства.

Применение системы"Импульс" обеспечивает:

регистрацию магнитныхсигналов в широком диапазоне изменения скорости движения очистного устройствапо трубопроводу;

эффективный поискочистных устройств на участках трубопровода, проложенного в зоне промышленныхпомех, благодаря использованию специальных фильтров, исключающих регистрациюложных сигналов;

надежную работу приотрицательных температурах.

Преимуществами системы"Полюс" являются:

простота конструкции инизкая стоимость приборного комплекса;

отсутствие источниковэнергии для питания датчика, и, следовательно, неограниченное время работысистемы в трубопроводе;

возможностьиспользования системы при очистке полости и испытании промысловых трубопроводовдавлением выше 10 МПа;

возможность быстроговосстановления работоспособности системы в трассовых условиях путем заменыотдельных инвентарных магнитных блоков, установленных на очистном устройстве.

 

6.29. Рациональнаятехнология поиска поршня в трубопроводе включает определение:

участка трубопровода, накотором находится поршень;

точного местоположенияпоршня, остановившегося на известном участке трубопровода.

6.30. Определениеучастка трубопровода, на котором находится поршень, следует осуществлять путемконтроля за прохождением поршня через контрольные точки трассы. Установленные вэтих точках приемники регистрируют магнитные сигналы, излучаемые размещенным напоршне датчиком. Если магнитный сигнал зафиксирован приемником на предыдущейконтрольной точке трассы и не зарегистрирован на последующей, то поршеньнаходится на участке трубопровода между этими точками трассы.

Чем больше контрольныхточек на трубопроводе, тем короче участок, на котором в случае остановки(застревания) следует искать поршень.

Зная время запуска ипрохождения контрольной точки, ее удаленность от места пуска поршня, можноопределить скорость перемещения очистного устройства по трубопроводу.

6.31. При промывке,удалении жидкости из трубопровода, а также вытеснении загрязнений в потоке этойжидкости, т.е. при малых скоростях движения поршня, для контроля за егодвижением достаточно использовать 1-2 приемника, перемещаемого последовательнопо трассе от одной контрольной точки к другой контрольной точке до подхода кней поршня. В этом случае возможно применение как системы "Импульс",так и системы "Полюс".

6.32. При продувкетрубопровода, проводимой при высоких скоростях движения поршня, следуетприменять систему "Импульс", а регистрацию магнитных сигналовпроизводить несколькими приемниками, расположенными заранее (до началапродувки) в контрольных точках трассы трубопровода (без их перебазировки впроцессе продувки).

6.33. В случае остановкиили застревания поршня в трубопроводе определение его точного местоположенияпроизводят приемником системы "Импульс" или "Полюс",перемещаемым оператором вдоль трассы трубопровода.

При этом в целяхускорения поиска поршня следует обращать внимание на места наиболее вероятнойостановки поршня: резкие повороты, подъем трассы в гору, переходы через оврагии т.п. Сокращение времени поиска поршня возможно также за счет одновременногообхода трассы несколькими операторами.

6.34. Для обеспечениянадежного контроля за перемещением поршня, особенно при очистке полости наоткрытый конец трубопровода, необходимо ограничивать скорость его перемещения впределах скоростей уверенной регистрации приемником магнитных сигналов.

6.35. Для предотвращенияповреждения датчиков магнитных сигналов систем "Импульс" и"Полюс" при вылете поршня из трубопровода необходимо:

при удалении жидкости наконце трубопровода устанавливать камеру приема очистных устройств;

при продувкеограничивать предельную скорость перемещения поршней.

6.36. При запускепоршней, оборудованных системой обнаружения "Импульс", необходимоиспользовать устройство дистанционного включения электропитания датчикамагнитных сигналов. Для рационального использования источников электропитаниявключение этого датчика проводят после окончательной готовности к проведениюочистки полости (монтажа камеры пуска, обвязки линий подачи воздуха, природногогаза или воды, расстановки операторов с приемниками магнитных сигналов вконтрольных точках трассы и др.).

 

7. ОРГАНИЗАЦИЯ ОЧИСТКИ ПОЛОСТИ, ИСПЫТАНИЯИ УДАЛЕНИЯ ВОДЫ

Основные принципы иособенности организации

 

7.1. Для своевременногоили досрочного ввода объекта в эксплуатацию проектирование организациистроительства трубопровода в целом следует выполнять на основе оптимальныхрешений по организации завершающих процессов трубопроводного строительства -очистки полости, испытания и удаления воды.

7.2. Для проведенияочистки полости, испытания и удаления воды на строительстве магистральныхтрубопроводов следует организовывать один или несколько специализированныхпотоков ОПИУ (ОПИ), каждый из которых состоит из трех частных взаимосвязанныхпотоков:

потока очистки полости(ОП);

потока испытания (И);

потока удаления воды(У).

Поток удаления водыорганизуют только на участках газопроводов, испытания которых выполняютгидравлическим способом.

7.3. Параметры потоковОПИУ (ОПИ) - продолжительность, границы, направление производства работ вовремени и пространстве - должны быть рационально увязаны с параметрамисоответствующих потоков крупных механизированных комплексов (потоки КМК) впределах установленной общей продолжительности строительства (директивногосрока).

7.4. На одном объектечисло потоков ОПИУ (ОПИ) и число потоков крупных механизированных комплексов(КМК) может не совпадать. Один поток ОПИУ (ОПИ) может при необходимостидействовать в границах нескольких потоков КМК или один поток КМК можетфункционировать в границах нескольких потоков ОПИУ (ОПИ).

Потоками ОПИУ (ОПИ)можно осуществлять работы по одним и тем же или по различным технологическимсхемам.

7.5. В качестве границдействия потока ОПИУ (ОПИ) следует принимать границы участка испытания - частитрассы, на которой работы ведут от одного источника испытательной среды (вода,воздух, газ).

Участок испытания можетбыть разделен на отдельные эахватки, на каждой из которых работы осуществляютлибо силами и средствами одной строительно-монтажной организации, либо отодного источника используемой среды (вода, газ и т.д.), либо по однойтехнологической схеме.

В пределах одного потокаиспытания можно осуществлять несколько потоков очистки полости, а в пределаходного потока удаления воды - несколько потоков испытания.

7.6. Организация работпо очистке полости, испытанию и удалению воды должна предусматриватьмероприятия, охватывающие все этапы производства:

подготовительные работы;

материально-техническоеобеспечение;

механизацию и транспорт;

организацию труда;

оперативноепланирование, руководство, диспетчеризацию и связь;

организацию контролякачества.

7.7. При организациипоточного выполнения работ по ОПИУ (ОПИ) следует учитывать следующиеспецифические особенности:

закачивания втрубопровод напорной среды (воздуха, воды, природного газа, нефти и т.д.) дляочистки полости, испытания и удаления воды можно выполнять круглые сутки, тогдакак предшествующие им работы по инженерной подготовке трассы (рытью траншей,сварке, изоляции, укладке и засыпке трубопровода) обычно осуществляют водну-две смены;

очистку полости,испытание и удаление воды выполняют по участкам конечной протяженности, а ненепрерывно, как в процессе предшествующих работ;

протяженность очищаемогоили испытываемого участка определяют в зависимости от совокупности рядафакторов (схемы раскладки труб, разности вертикальных отметок трассытрубопровода, расположения линейной арматуры и др.), причем даже дляпостоянного комплекта машин по закачиванию воды или воздуха протяженность играницы участков по очистке полости, испытанию и удалению воды могут вотдельных случаях не совпадать;

используемые основныемашины (наполнительные и опрессовочные агрегаты, передвижные компрессорныестанции) работают, как правило, в одном месте и перемещаются по трассе толькопериодически (после окончания работ на данном участке перебазируют технику на следующийучасток);

возможно совмещениетранспортной схемы и схемы организации управления, диспетчеризации и связи наэтапе подготовки к ОПИУ (ОПИ), а также при проведении ОПИУ (ОПИ) по меревыполнения предшествующих работ на отдельных участках;

очистку полости,испытание и удаление воды выполняют в условиях, когда основная техникакомплексных механизированных потоков выведена из района строительства;

процессы очистки полостии испытания газом, а также удаления воды с использованием газа или нефтиявляются одновременно завершающими процессами строительства и начальным этапомпусконаладочных работ, что требует четкой согласованной организации их выполненияс привлечением сил и средств соответствующих организаций и эксплуатационныхподразделений заказчика.

7.8. Комплексныйтехнологический процесс (или входящий в него процесс), выбранный дляопределенного трубопровода (или его участка), может отличаться потехнологическим схемам производства работ. Это обусловлено совокупностьюследующих основных факторов:

конструктивнойхарактеристикой трубопровода;

технологической схемой(расположение линейной арматуры, узлов пуска и приема, узлов подключениякомпрессорных или насосных станций и т.п.);

продольным профилем(учитывается только при гидравлическом испытании);

наличием и местомрасположения источников воды и природного газа (только на газопроводах);

условиями итехнико-экономической целесообразностью перебазировок на трассе машин длязакачки в трубопровод воды или воздуха;

направлением движенияпотоков крупных механизированных комплексов.

7.9. При выборетехнологической схемы производства работ по очистке полости, испытанию иудалению воды следует учитывать конкретные условия таким образом, чтобывыбранная схема производства работ обеспечивала возможность выполнения работ вкратчайший срок (наименьшая продолжительность) при условии обеспечениянормативных критериев по качеству.

Проектированиеорганизации и проектирование производства работ по очистке полости, испытанию иудалению воды

 

7.10. Проектированиеорганизации очистки полости, испытания и удаления воды следует выполнять наэтапе разработки проекта организации строительства (ПОС); проектированиепроизводства этих же работ следует выполнять на этапе разработки проектапроизводства работ (ППР). Проектирование организации и проектированиепроизводства работ осуществляется на основе требований СНиП по разработке ПОС иППР.

7.11. Генеральнаяпроектная организация (или по ее заказу проектная организация, выполняющаястроительную часть проекта)  должна разработать и включить в состав проектаорганизации строительства следующие документы:

а)организационно-технологическую схему очистки полости, испытания, удаления воды,а также заполнения трубопровода продуктом (только для нефтепроводов) суказанием в этой схеме:

способов проведенияработ применительно к конкретным участкам трубопровода;

участков, объемов исроков выполнения работ по ОПИУ (ОПИ) выбранными способами;

источников воды, газаили нефти, используемых для ОПИУ (ОПИ);

мест установки группнаполнительно-опрессовочных станций и групп передвижных компрессоров суказанием технологических характеристик каждой группы;

мест слива воды послегидравлического испытания; места забора и слива воды, отбора газа и нефтидолжны быть согласованы с заинтересованными организациями;

б) директивный графикстроительства объекта, разрабатываемый на основе схемы, указанной в п.7.11, а;

в) график потребности восновных механизмах и оборудовании, необходимых для выполнения ОПИУ (ОПИ) пообъекту в целом;

г) пояснительнуюзаписку, содержащую:

1) обоснование способовпроизводства ОПИУ (ОПИ) по отдельным участкам объекта, в том числе способовпроизводства работ в зимних условиях;

2) основные параметрыпроизводства работ по очистке полости, испытанию и удалению воды и в том числе:

протяженность участков ивеличины давления пропуска очистных и разделительных устройств;

границы испытываемыхучастков и величины давлений в верхней и нижней точках, а также в точкахустановки манометров;

протяженность участковгазопроводов, из которых удаляют  воду, и давление газа (воздуха) для пропускаприменяемых разделительных устройств по каждому участку;

протяженность участковнефтепроводов, из которых удаляют воду, типы применяемых разделителей искорости заполнения участков нефтью;

3) обоснованиепотребности в основных строительных механизмах и оборудовании, в том числеуказания о возможности использования для ОПИУ (ОПИ) узлов трубопровода,предусмотренных проектом, а также указания по специально смонтированнымвременным узлам для ОПИУ (ОПИ);

4) обоснование резервамашин для ликвидации аварийных ситуаций;

5) мероприятия по охранеокружающей среды.

7.12. В составе проектапроизводства работ генеральная подрядная строительная организация на основепроекта организации строительства и рабочих чертежей применительно кконкретному участку строящегося трубопровода или промысла должна разработать:

а) рабочую схему сдетальной разработкой:

технологических схемочистки полости, испытания и удаления воды;

графика производстваработ по ОПИУ (ОПИ), совмещенного с графиком работ крупных механизированныхкомплексов;

схемы организации связии ремонтно-восстановительной службы;

б) график поступления наобъект машин, оборудования, механизмов и приборов с приложением комплектовочныхведомостей для выполнения ОПИУ (ОПИ);

в) рабочие чертежи суказанием:

обвязкинаполнительно-опрессовочных станций или групп компрессоров;

узлов подключениянасосных станций и компрессорных групп к трубопроводу;

узлов подключениятрубопроводов к источникам газа или нефти;

узлов слива воды иэмульсии;

котлована для сбораэмульсии;

узлов воздухоспускныхкранов;

г) пояснительнуюзаписку, включающую:

обоснованиетехнологических и организационных решений по производству ОПИУ (ОПИ);

расчеты объемов воды,воздуха, газа, нефти, необходимых для производства ОПИУ (ОПИ);

расчеты по составумашин, оборудования, приборов для производства ОПИУ с указанием сроков поставкина трассу;

обоснование резерваосновных машин, оборудования и материалов для ликвидации возможных аварийныхситуаций;

мероприятия,обеспечивающие производство работ по ОПИУ (ОПУ) в зимних условиях;

мероприятия поорганизации управления, диспетчеризации и связи в процессе производства работпо ОПИУ (ОПИ) и в том числе для случаев, когда работы по ОПИУ (ОПИ) выполняютсовместно строительные и эксплуатационные организации;

мероприятия по охранетруда и технике безопасности;

мероприятия по охранеокружающей среды;

мероприятия поорганизации службы быта.

7.13. При разработке ПОСи ППР следует предусматривать, чтобы к моменту начала работы потока ОПИУ насоответствующих участках объекта были закончены все предшествующие видыстроительно-монтажных работ (изоляционно-укладочные, балластировкатрубопровода, приварка катодных выводов, засыпка трубопровода, монтаж линейнойарматуры, монтаж и предварительное испытание подводных переходов, стационарныхкамер пуска и приема поршней, узлов подключения к компрессорным и насоснымстанциям и т.д.).

7.14. Рабочая схема играфик производства работ по ОПИУ (ОПИ) на завершающем этапе строительствамогут быть откорректированы в связи с изменением условий строительства,проектных решений и т.п.

Корректировку рабочейсхемы и графика производства работ по ОПИУ выполняет соответствующаястроительно-монтажная организация с участием проектной организации иэксплуатационной организации  заказчика при разработке специальной (рабочей)или типовой инструкции по очистке полости и испытанию.

 

Материально-техническоеобеспечение

 

7.15. Работы по ОПИУ(ОПИ) осуществляются силами и средствами строительно-монтажных организаций,выполняющих сварочно-монтажные работы с привлечением сил и средств организацийгенерального  подрядчика, а при необходимости сил и средств соответствующих эксплуатационныхорганизаций.

7.16. В качествеосновной формы материально-технического обеспечения работ по ОПИУ (ОПИ) следуетприменять производственно-технологическую комплектацию (машинами, механизмами,приборами, оборудованием, очистными и разделительными устройствами, горюче-смазочнымии другими материалами), заранее подготовленную на производственных базах илитрассе.

7.17. Исходной единицейкомплектации является технологический комплект, учитывающий потребность вматериально-технических ресурсах для работы потока ОПИУ (ОПИ) в соответствии сконкретной структурой комплексного технологического процесса.

7.18. Технологическийкомплект для осуществления ОПИУ (ОПИ) состоит из восьми нормо-комплектов, ихназначение, порядок расчета и сроки поставки на трассу приведены в табл.13.

 

Таблица 13

 

Наименование нормо-комплекта	Расчет комплектности	Сроки поставки на трассу к месту монтажа до начала работ потока ОПИУ (ОПИ)	Особые требования
1	2	3	4
Основное технологическое оборудование (ГНОА, ГК, ОП, ПР)	В ППР	За 10 сут	Одновременно поставляют запасные части и  агрегаты; машины поставляют в обкатанном состоянии
Арматура, трубопроводы и приборы	В ППР по технологическим  схемам	За 10 сут	Следует учитывать использование имеющейся на трубопроводе арматуры, узлов пуска и приема и т.п.
Вспомогательное оборудование для выполнения строительно-монтажных работ, включая оборудование службы быта	В ППР	За 14 сут	Допускается целевое использование техники, находящейся и работавшей на трассе в составе основного линейного потока
Машины и техника аварийных бригад	Предварительно в ППР, окончательно в Инструкции по ОПИУ (ОПИ)
Средства связи и управления	Предварительно в ППР, окончательно в Инструкции по ОПИУ (ОПИ) с участием подразделения связи, разрабатывающего схему связи и предоставляющего средства связи		В период развертывания потока ОПИУ (ОПИ) можно использовать средства связи, действовавшие в КМК; в дальнейшем необходимые средства связи используются исключительно для обслуживания потока ОПИУ
Транспорт	Предварительно в ППР, окончательно в Инструкции по ОПИУ (ОПИ)		За 14 сут до начала работы потока (ОПИ) должны быть поставлены на трассу транспортные средства, обеспечивающие только развертывание потока
Горюче-смазочные материалы	В ППР	а) за 14 сут начинают завозить ГСМ в объеме, обеспечивающем развертывание потока; б) за 3 сут начинают равномерно завозить ГСМ в объеме, обеспечивающем непрерывную работу всех механизмов и машин потока с созданием постоянного резерва ГСМ не менее чем на 5 сут	В условиях труднодоступной местности ГСМ поставляют заранее в объемах, обеспечивающих осуществление всего потока ОПИУ (ОПИ) с резервом не менее, чем 1,5 расчетного объема
Природный газ для продувки, испытания и удаления воды      Нефть или нефтепродукты для удаления воды	Предварительно в ППР, окончательно в Инструкции по ОПИУ (ОПИ)			Поставку обеспечивают с участием ответственных представителей эксплуатационных организаций заказчика

 

При расчете составанормо-комплекта следует принимать во внимание не только необходимостьобеспечения производства всех операций по ОПИУ (ОПИ), но и резервирование поотдельным позициям.

7.19.Материально-техническое обеспечение для осуществления потока ОПИУ (ОПИ)выполняют средствами соответствующей строительно-монтажной организации,руководитель которой издает специальный приказ. В приказе наряду с другимимероприятиями должны быть указаны лица, ответственные за поставку, а также заприемку и использование техники и оборудования для ОПИУ (ОПИ).

7.20. Приемку и целевоеиспользование техники и оборудования, включая проведение строительно-монтажныхработ и обеспечение быта, следует поручать начальнику потока, участка (прорабу,мастеру), который в дальнейшем будет занят в работах по ОПИУ (ОПИ).

7.21. В процессеосуществления ОПИУ или ОПИ (с момента издания приказа о комиссии по ОПИУ илиОПТ) вся выделенная техника и оборудование находятся исключительно воперативном распоряжении председателя комиссии по ОПИУ (ОПИ).

7.22. При комплектацииаварийных бригад используют силы и средства:

высвободившиеся изспециализированной бригады по ОПИУ (ОПИ);

привлекаемые из составаосновных линейных потоков;

привлекаемые (посогласованию) из состава соответствующих эксплуатационных организацийзаказчика.

Для обеспечениявозможности ликвидации отказов или аварийных ситуаций в кратчайшие сроки приопределении необходимого количества аварийных бригад следует учитыватьконкретные условия производства работ.

 

Управление работами поочистке полости и испытанию трубопроводов

 

7.23. Очистку полоститрубопроводов, а также их испытание на прочность и проверку на герметичностьследует осуществлять по специальной рабочей инструкции на один объект илигруппу однотипных объектов и под руководством комиссии, состоящей изпредставителей генерального подрядчика, субподрядных организаций, заказчика,органов технадзора.

Комиссия по испытаниютрубопровода назначается совместным приказом генерального подрядчика изаказчика или на основании совместного приказа их вышестоящих организаций.

7.24. При поточномпроведении комплекса работ по ОПИУ и неразрывной технологической взаимосвязивсех видов работ по ОПИУ в целом на трубопроводе создают единую комиссию поОПИУ.

В случаях, когда поусловиям и требованиям организации и технологии производства работ отдельныепроцессы, составляющие ОПИУ, выполняют раздельно во времени и по фронту работ(например, продувка воздухом объекта или его участков, испытываемых газом или водой;заполнение нефте- или нефтепродуктопровода соответствующим продуктом послеиспытания объекта воздухом) могут быть организованы соответствующие раздельныекомиссии по очистке полости, испытанию и удалению воды.

7.25. В периоднепосредственного проведения работ (ОПИУ или ОПИ) по решению комиссии должныбыть организованы аварийные бригады для ликвидации отказов и других аварийныхситуаций.

Состав, техническаяоснащенность и границы работы аварийных бригад определяются специальной рабочейинструкцией по проведению ОПИУ (ОПИ).

Для руководства работамиаварийной бригады должен быть назначен мастер (или прораб), действующий всоответствии с требованиями специальной рабочей инструкции по проведению ОПИУ(ОПИ). В случаях возникновения аварийных ситуаций, не предусмотренныхспециальной рабочей инструкцией, выполнять работы необходимо исключительно поуказанию председателя рабочей комиссии по ОПИУ (ОПИ).

7.26. Председателькомиссии обязан:

а) организовать проверкупо исполнительной документации и на месте готовности объекта к ОПИУ (ОПИ);

б) рассмотреть совместнос членами комиссии специальную рабочую инструкцию по производству ОПИУ (ОПИ) иутвердить ее;

в) организовать изучениеспециальной рабочей инструкции по производству ОПИУ (ОПИ) всеми членамикомиссии, инженерно-техническими работниками и рабочими, участвующими вработах;

г) назначить посогласованию с эксплуатационной организацией (и при необходимости посогласованию с местными организациями) время начала и проведения работ;

д) руководить всемиработами по проведению ОПИУ (ОПИ), назначив своим распоряжением ответственныхруководителей на отдельных участках объекта;

е) обеспечить наличие иведение технической документации;

ж) принимать немедленныемеры для выявления причин и устранения аварийных ситуаций;

з) обеспечитьбезопасность всех участников работ и населения, а также машин, оборудования исооружений в зоне, в которой проходит испытание объект;

и) подготовитьтехническую документацию о завершении каждого этапа ОПИУ (ОПИ).

7.27. Всеинженерно-технические работники, рабочие, а также техника, материалы и всересурсы, необходимые для производства ОПИУ (ОПИ) строительно-монтажных и эксплуатационныхорганизаций (независимо от их ведомственной принадлежности) на периодпроизводства ОПИУ (ОПИ), находятся в полном распоряжении председателя комиссии.

7.28. Все распоряжения,связанные с ОПИУ (ОПИ), отдает только председатель комиссии. В особых случаяхраспоряжения может отдавать член комиссии, имеющий на это письменные полномочияпредседателя комиссии.

7.29. Все распоряжения,касающиеся процессов ОПИУ (ОПИ), представители вышестоящих и контролирующихорганизаций могут отдавать только через председателя комиссии.

7.30. Специальнаярабочая инструкция составляется строительно-монтажной организацией и заказчикомпо каждому конкретному трубопроводу с учетом местных условий производстваработ, согласовывается с проектной организацией и утверждается председателемкомиссии по испытанию трубопровода.

Специальная рабочаяинструкция на очистку полости, испытание на прочность и проверку нагерметичность трубопроводов с использованием природного газа должна бытьдополнительно согласована с органами государственного газового надзора наместах и с эксплуатирующей организацией, осуществляющей подачу газа.

7.31. Специальнаярабочая инструкция по очистке полости, испытанию трубопроводов на прочность ипроверке на герметичность должна предусматривать:

способы, параметры ипоследовательность выполнения работ;

методы и средствавыявления и устранения отказов (застревание очистных устройств, утечки, разрывыи т.п.);

схему организации связи;

требования пожарной,газовой, технической безопасности и указания о размерах охранной зоны.

Составной частьюинструкции является откорректированный вариант технологической схемы и графикапроизводства работ по ОПИУ (ОПИ).

7.32. В случаях, когдаочистку полости, испытание или удаление воды на трубопроводе или его участкевыполняют в разное время под руководством соответствующих комиссий, разрешаетсяразрабатывать специальные рабочие инструкции только по выполнению данного процесса.

Основные положения длясоставления специальной рабочей инструкции по очистке полости, испытанию иудалению воды приведены в рекомендуемом прил.4.

7.33. Специальнаярабочая инструкция должна находиться:

у председателя и членовкомиссии;

у ответственныхруководителей бригад (звеньев), осуществляющих ОПИУ (ОПИ), и аварийных бригад;

у дежурного диспетчера(начальника смены) управления магистральных газопроводов или нефтепроводов;

у представителяинспекции Госгазнадзора.

7.34. Управление впроцессе очистки полости и испытания трубопроводов включает следующие этапы:

организационнуюподготовку;

технологическуюподготовку;

выполнение основных изавершающих работ.

7.35. На этапеорганизационной подготовки ОПИУ (ОПИ) разрабатывают:

приказы о созданиирабочей комиссии (комиссий) по ОПИУ (ОПИ);

документацию попроведению очистки полости, испытания и удаления воды на основе утвержденныхтехнических решений и проекта;

мероприятия,обеспечивающие проведение ОПИУ (ОПИ).

На этапе технологическойподготовки:

разрабатывают рабочуюинструкцию по ОПИУ (ОПИ);

отдают приказы оформировании и техническом оснащении потоков ОПИУ (ОПИ);

осуществляют поставку наместо проведения работ технологических комплектов;

ведут монтажные работыпо подготовке собственно трубопровода к ОПИУ (ОПИ);

монтируют машины имеханизмы для закачки в трубопровод воды и воздуха, узлы подключения этих машинк трубопроводу, а также узлы подключения трубопровода к источникам газа, нефтии т.п.

7.36. На этапе основныхработ осуществляют весь комплекс работ по ОПИУ (ОПИ) под непосредственнымруководством рабочих комиссий.

7.37. Этап завершающихработ включает:

работы по оформлениютехнической документации (включая акты на производство работ);

демонтаж машин имеханизмов и оборудования, которые применяли при осуществлении ОПИУ (ОПИ).

7.38. Системаоперативного управления ОПИУ (ОПИ) предусматривает использование постояннодействующей диспетчерской службы для сбора, обработки и передачи оперативнойинформации о ходе производства работ.

Диспетчерская службаосуществляет всю организационную и технологическую взаимосвязь как междуисполнителями работ по ОПИУ (ОПИ), так и с эксплуатационными организациямизаказчика в части использования при ОПИУ (ОПИ) природного газа, нефти илинефтепродуктов.    

 

Организация связи

 

7.39. При производстверабот ОПИУ (ОПИ) должна быть организована система связи силами и средствамисоответствующего управления по связи (на договорных началах).

Система связи должнаобеспечивать оперативное руководство всеми работами по ОПИУ (ОПИ) вустановленных по времени режимах.

В процессенепосредственного проведения очистки полости, испытания и удаления воды системасвязи находится в распоряжении исключительно председателя комиссии ииспользовать средства связи для других целей категорически запрещается.

7.40. Для организациисистемы связи используют следующие средства:

стационарные (телефон,телекс и т.п.);

мобильные(радиостанции).

При наличии на участкеработ по ОПИУ стационарных средств связи (проводная постоянная или временнаясвязь организаций Миннефтегазстроя, Мингазпрома, Миннефтепрома и  Минсвязи) этисредства связи по согласованию должны быть включены в единую систему связи иработать в согласованных режимах.

7.41. Стационарныесредства связи на трассе должны быть:

в местах установки ГНОА,ГК;

в местах расположениярабочих комиссий  по ОПИУ (ОПИ);

в штабах районовстроительства.

Стационарные средствасвязи за пределами трассы следует располагать также:

в пунктах управления идиспетчеризации - штабе строительства объекта;

в строительно-монтажныхуправлениях, трестах и объединениях;

в организациях заказчикаи генерального проектировщика;

в диспетчерском отделеМиннефтегазстроя.

7.42. Рабочие комиссии инепосредственные исполнители работ используют мобильные средства связи.

7.43. Организуемая дляпроизводства работ по ОПИУ (ОПИ) система связи должна, кроме основной целиоперативного руководства, обеспечивать возможность проведения диспетчерских(селекторных) совещаний на уровне штаба строительного района, штабастроительства и Министерства.

Режим работы системысвязи при проведении диспетчерских совещаний не должен создавать каких-либопомех для оперативной работы комиссии по производству ОПИУ (ОПИ).    

 

8. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ

 

8.1. При очистке полостии испытании следует руководствоваться документами по технике безопасности:

СНиП III-4-80"Техника безопасности в строительстве", утвержденными Госстроем СССР;

"Правилами техникибезопасности при строительстве магистральных трубопроводов", утвержденнымиМиннефтегазстроем;

"Правиламиустройства и безопасности эксплуатации грузоподъемных кранов",утвержденными Госгортехнадзором;

"Правиламитехнической эксплуатации электроустановок потребителей и правилами техникибезопасности при эксплуатации электроустановок", утвержденнымиГлавгосэнергонадзором.

8.2. Работа с метанолом,этиленгликолем, диэтиленгликолем и их растворами должна проводиться в строгомсоответствии с "Правилами безопасности в нефтегазодобывающейпромышленности", утвержденными Миннефтегазстроем, "Общими санитарнымиправилами по хранению и применению метанола" в Справочнике по техникебезопасности, противопожарной технике и производственной санитарии. Правила,инструкции, нормы. - Л., Судостроение, 1972, т.3.

 

 

Приложение 1

Рекомендуемое

 

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ НАПОЛНЕНИЯТРУБОПРОВОДА

Время наполнениятрубопровода

 

Для определения временинаполнения трубопроводов водой или воздухом следует использовать номограмму.Номограмма состоит из двух частей (рис.1 прил.1). В правой части по оси абсциссотложена протяженность  участков трубопровода от 1 до100 км. Наклонные линии этой части номограммы обозначают условные диаметры  трубопроводовот 100 до 1400 мм.

По оси абсцисс в левойчасти номограммы отложена продолжительность наполнения трубопровода  от 0,1 до1000 ч. Наклонные линии этой части номограммы обозначают производительность  (в м/ч)компрессорных станций и наполнительных агрегатов.

По оси ординат отложенаемкость трубопровода (в м). Для сокращения размеров иудобства использования номограмма построена по логарифмической сетке ссоответствующими делениями осей абсцисс и ординат.

Она предназначена дляопределения времени заполнения трубопроводов воздухом до создания в немизбыточного давления 0,1 МПа (1 кгс/см) или до полного наполненияводой.

Для определения пономограмме времени  заполнения трубопровода длиной  и диаметром  с помощьюкомпрессорной станции или наполнительного агрегата производительностью   необходимовыполнить действия в соответствии с ключом номограммы, нанесенным пунктирнойлинией со стрелками.

 

 

Рис.1. Номограмма длярасчета времени наполнения трубопровода водой или воздухом

Пример 1. Определить времянаполнения трубопровода диаметром = 500 мм протяженностью 10 кмодним наполнительным агрегатом производительностью 300 м/ч.

На оси абсцисс правойчасти номограммы находим точку, соответствующую  = 10 км, и от нее проводимвертикальную линию до пересечения с наклонной линией  = 500 мм.

Из точки пересеченияэтих линий проводим горизонталь в левую часть номограммы до пересечения снаклонной линией  = 300 м/ч.

Из полученной точкиопускаем перпендикуляр на ось абсцисс и находим, что время наполнения  равно 6,5 ч.

Для определения временизаполнения трубопровода воздухом до создания давления Р (МПа) необходимонайденное время умножить на коэффициент К, равный создаваемому давлению Р, т.е.

 

 = 10 · К · .

 

Выбор типа и количестванаполнительных агрегатов

 

В процессе наполнениятрубопровода водой необходимо обеспечить:

оптимальную скоростьпотока воды в трубопроводе, определяемую суммарной производительностьюнаполнительных агрегатов;

возможность преодоленияперепада высот по трассе с учетом сил трения и местных сопротивлений,определяемую развиваемым насосом напором.

Выбор наполнительныхагрегатов следует осуществлять с использованием характеристик насосов вследующей последовательности:

определить максимальновозможные потери напора (потребляемый напор) на участке трубопровода,подлежащем заполнению водой;

задаться скоростьюперемещения поршня по трубопроводу (расходом воды) в процессе заполненияполости водой;

найти пересечениепрямой, соответствующей заданному расходу воды, с характеристикой насоса;

определить развиваемыйнасосом напор в точке пересечения прямой заданного расхода с характеристикойнасоса;

путем сравненияпотребного и располагаемого напоров выбрать тип и количество наполнительныхагрегатов.

Потери напора на трение,отнесенные к 1 км трубопровода, в зависимости от его диаметра и расхода водыприведены  в табл. прил.1.

Характеристикинаполнительных агрегатов приведены на рис.2 прил.1.

 

Диаметр трубопровода, мм	Потери напора (м) при расходе воды (м/ч), равном:
	100	300	500	1000	2000
1420	0,00029	0,0020	0,0050	0,0178	0,0616
1220	0,00051	0,0036	0,0091	0,0320	0,1110
1020	0,00148	0,0103	0,0255	0,0892	0,3315
720	0,00613	0,0580	0,1516	0,5308	1,9718
530	0,02240	0,3118	0,7648	2,8556	11,423
325	0,3926	4,0100	10,491	39,347	157,39

Рис.2. Характеристикинаполнительных агрегатов:

1 -  одного агрегата; 2- параллельно соединенных двух агрегатов; 3 - последовательно соединенных двухагрегатов; 4 - попарно-последовательно соединенных четырех агрегатов; 5 - параллельносоединенных четырех агрегатов

 

Пример 2. Выбрать тип иколичество наполнительных агрегатов при заполнении водой трубопровода диметром1020 мм протяженностью 25 км с пропуском поршня-разделителя типа ПР.Максимальный перепад высот по трассе составляет 140 м. Насосная станцияустановлена в 120 м от испытываемого трубопровода и соединяется с нимтрубопроводом диаметром 325 мм.

1. Для заданноготехнологического процесса оптимальная скорость заполнения составляет 1 км/ч.Такая скорость обеспечивается при расходе воды в час, равном объему 1 кмтрубопровода, т.е. 785 м/ч.

2. Оценим возможныемаксимальные потери давления при заполнении участка трубопровода:

на преодолениемаксимального перепада высот по трассе - 140 м;

на перемещение поршня(табл.8 ) - 5 м;

на преодоление местныхсопротивлений в обвязке насосной станции и подсоединительном трубопроводе (потаблице прил.1 при  = 325 мм,  = 785 м/ч,  = 0,12 км) -3 м;

на преодоление силтрения и перемещение загрязнений (по таблице прил.1 при  = 1020 мм,  = 785 м/ч,  = 25 км) - 2м.

3. Суммарный потребныйнапор составит:

 = 140 + 5 + 3 + 2 = 150 м.

4. На рис.2 прил.1проводим прямую  = 785 м/ч, которая пересекаетхарактеристики наполнительных агрегатов АН 501 и АСН-1000, соединенныхразличными способами.

Анализ располагаемыхнапоров в точках пересечения характеристик насосных станций показывает, что дляданного участка можно рекомендовать насосную станцию из двух последовательновключенных наполнительных агрегатов АН 501. Остальные возможные станции неэффективны, так как не полностью используется развиваемый ими напор.

 

 

Приложение 2

Обязательное

 

ПАРАМЕТРЫ

испытания на прочность участковмагистральных трубопроводов

 

N п/п	Категории участков трубо- провода по СниП 2.05.06-85	Назначение участков трубопроводов	Этапы испытания на прочность	Давление в верхней точке	Продол- жительность, ч
1	2	3	4	5	6
	В, I	Переходы через водные преграды, укладываемые с помощью подводно-технических средств:	Первый этап - после сварки на стапеле или на площадке перехода целиком или отдельными плетями	Р
1.1		а) судоходные и несудоходные шириной зеркала воды в межень 25 м и более - в русловой части и прибрежные участки длиной не менее 25 м каждый (от среднемеженного горизонта воды)	Второй этап - после укладки перехода	Р
			Третий этап - одновременно со всем трубопроводом	Р
1.2		б) несудоходные шириной зеркала воды в межень от 11 м до 25 м - в русловой части		"	"
	I	Переходы через дороги:	Первый этап - после укладки	1,5 Р	6
2.1		а) железные дороги общей сети, включая участки длиной не менее 40 м каждый по обе стороны дороги от осей крайних путей, но не менее 25 м от подошвы насыпи земляного полотна дороги	Второй этап - одновременно со всем трубопроводом	Р
2.2		б) подъездные железные дороги промышленных предприятий, включая участки длиной не менее 25 м каждый по обе стороны дороги от осей крайних путей	То же	То же	То же
2.3		в) автомобильные дороги общего пользования I-а, I-б, II, III категорий и подъездные автомобильные дороги промышленных предприятий I-б, II, III категорий, внутренние межплощадочные автомобильные дороги промышленных предприятий I-в, II-в категорий, включая  участки длиной не менее 25 м каждый по обе стороны дороги от подошвы насыпи или бровки земляного полотна дороги	"	"	"
	I	Переходы подземные и надземные через водные преграды, укладываемые без помощи подводно-технических средств:	Первый этап - после укладки или крепления на опорах	Р
			Второй этап - одновременно со всем трубопроводом	Р
3.1		а) несудоходные шириной зеркала воды в межень 25 м и более в русловой части и прибрежные участки длиной не менее 25 м каждый (от среднемеженного горизонта воды)	То же	То же	То же
3.2		б) несудоходные шириной зеркала воды в межень от 11 до 25 м - в русловой части	"	"	"
3.3		в) горные потоки (реки)	"	"	"
3.4		г) поймы рек по горизонту высоких вод 10%-ной обеспеченности нефтепроводов и нефтепродуктопроводов	"	"	"
3.5	I	Узлы пуска и приема очистных устройств, а также участки трубопроводов длиной  100 м, примыкающие к ним	"	"	"
3.6	I	Участки  между охранными кранами, всасывающие и нагнетательные газопроводы КС, СПХГ, УКПГ, УППГ, ДКС (шлейфы) и головных сооружений, а также газопроводы собственных нужд от узла подключения  до ограждения территории указанных сооружений	"	"	"
3.7	I	Трубопроводы, примыкающие к секущему крану УЗРГ и ПРГ, длиной 250 м  в обе  стороны	"	"	"
4.1	I	Трубопроводы в горной местности при укладке в тоннелях	Первый этап - до укладки или крепления на опорах	Р
4.2	I	Пересечения с канализационными коллекторами, нефтепроводами, нефтепродуктопроводами, подземными, наземными и надземными оросительными системами и между собой многониточных магистральных газопроводов диаметром свыше 1000 мм и давлением 7,5 МПа (75 кгс/см) и более, а также нефтепроводов диаметром  свыше 700 мм в пределах 20 м по обе стороны от пересекаемой коммуникации	Второй этап - одновременно со всем трубопроводом	Р
4.3	I	Пересечения с воздушными линиями электропередачи напряжением 500 кВ и более	"	"	"
4.4	I	Узлы подключения в газопровод	"	"	"
5.1	В	Трубопроводы в пределах территорий ПРГ линейной части газопроводов	-	1,5 Р	24
5.2	В, I	Трубопроводы, расположенные внутри зданий и в пределах территорий КС, ПРГ, СПХГ, ДКС, ГРС, НПС, УЗРГ, а также трубопроводы топливного и пускового газа
6	I, II, III, IV	Трубопроводы  и их участки, кроме указанных выше	В один этап одновременно со всем трубопроводом	В соответствии с пп.3.15, 3.26, 3.36 настоящих ВСН

 

Примечания: 1. В любойточке испытываемого участка трубопровода испытательное давление на прочность недолжно превышать наименьшего из гарантированных заводами испытательных давлений(Р)на трубы, арматуру, фитинги, узлы и оборудование, установленные на испытываемомучастке.

Р - рабочее(нормативное) давление, устанавливаемое проектом.

2. При сооруженииподводных переходов магистральных газопроводов, нефте- и нефтепродуктопроводовиз трубных плетей, изготавливаемых на централизованной базе с последующейбуксировкой к месту укладки, первый этап испытания на прочность производят настапеле или площадке этой базы. В случае повреждения трубной плети в процессебуксировки по требованию заказчика первый этап испытания повторяют.

3. При укладкеподводных  трубопроводов способом последовательного наращивания струбоукладочной баржи или с береговой монтажной площадки первый  этап испытанийне производится.

4. В числителе указанавеличина давления и продолжительность гидравлического испытания, а взнаменателе - пневматического испытания.

5. Испытываются толькогидравлическим способом.

6. Участки I категории,приведенные в поз.6 обязательного прил.2, могут, по усмотрению проектнойорганизации, в зависимости от конкретных условий, подвергаться испытаниям в дваэтапа, что должно быть отражено в проекте.

7. Участки трубопроводовпо поз.3.1 и 3.2 обязательного прил.2 при отрицательных температурахдопускается по согласованию с проектной  организацией и заказчиком испытывать в один этап одновременно со всей трассой трубопровода.

8. Переходы через водныепреграды шириной менее 30 м и глубиной менее 1,5 м испытываются в один этаподновременно со всем трубопроводом.

9. Временныетрубопроводы для подключения  наполнительных, опрессовочных агрегатов икомпрессоров должны быть предварительно подвергнуты гидравлическому испытаниюна давление, равное 1,25 испытательного давления трубопровода в течение 6 ч.

10. Напряжения внадземном трубопроводе при  воздействии испытательного давления должны бытьпроверены расчетом. Интенсивность напряжения в любом сечении трубопровода придействии испытательного давления не должна превышать значения, равного пределутекучести. Расчетные давления испытания должны быть указаны в рабочем проекте.

 

 

 

 

 

 

Приложение 3

Рекомендуемое

 

ПРЕДВАРИТЕЛЬНОЕ ИСПЫТАНИЕ КРАНОВЫХ УЗЛОВ

ЗАПОРНОЙ АРМАТУРЫ

Предварительноегидравлическое испытание

 

1. Подготовка крановогоузла запорной арматуры к испытанию должна производиться в следующем порядке(рис.1 прил.3):

к концам монтажного узлаприваривают временные патрубки из труб длиной 6 м со сферическими заглушками;

на пониженном концеодного из приваренных патрубков монтируется сливной патрубок с краном, а наповышенном - воздухоспускной патрубок и манометр;

полностью открываютзапорную арматуру кранового узла.             

 

Рис.1. Принципиальнаясхема предварительного гидравлического испытания кранового узла:

1 - крановый узел; 2 -патрубок с заглушкой; 3 - сливной патрубок с краном;

4 - воздухоспускнойпатрубок; 5 - манометр; 6 - свеча с заглушкой; 7 - шлейф с арматурой; 8 -опрессовочный агрегат; 9 - передвижная емкость с водой     

 

2. Воду в испытываемыйузел следует подавать либо непосредственно из водоема (реки, озера, канала ит.п.), либо из передвижной емкости с помощью насоса опрессовочного илинаполнительно-опрессовочного агрегата. Персонал, емкость и агрегаты должнырасполагаться за охранной зоной.

3. Заполнение полостиузла водой производится до тех пор, пока вода не появится на воздухоспускномкране.

4. После заполнения узлаводой производят подъем давления следующим образом:

при достижении давления,равного 2 МПа (20 кгс/см), необходимо прекратить подъемдавления и осмотреть узел. Во время осмотра подъем давления в крановом узлезапрещается;

дальнейший подъемдавления до испытательного на прочность производят без остановок спредварительным удалением людей за охранную зону.

5. Гидравлическоеиспытание на прочность следует производить при давлении 1,1 Р в течение 2ч, проверку на герметичность - при снижении давления до Р в течение времени,необходимом для осмотра кранового узла.

6. Крановый узелсчитается выдержавшим предварительное гидравлическое испытание, если приосмотре узла не будут обнаружены утечки.

7. После окончаниягидравлического испытания воду из узла сливают и временные патрубки сзаглушками демонтируют.

 

Предварительноеиспытание воздухом

 

8. Подготовка узла киспытанию воздухом должна производиться в следующем порядке (рис.2 прил.3):

на конце одного изпатрубков монтируется манометр. Второй манометр устанавливается в начале шлейфау компрессорной станции, вне охранной зоны;

полностью открываютзапорную арматуру кранового узла.    

 

 

Рис.2. Принципиальнаясхема предварительного испытания кранового узла сжатым воздухом:

1 - крановый узел; 2 -патрубок с заглушкой; 3 - манометр; 4 - свеча с заглушкой; 5 - шлейф сарматурой; 6 - компрессорная станция

 

9. Для испытания сжатымвоздухом используется передвижная компрессорная станция, установленная внеохранной зоны.

10. Подъем давления доиспытательного на прочность следует производить без остановок с предварительнымудалением людей за охранную зону.

11. Испытание узласжатым воздухом на прочность следует производить при давлении 3 МПа (30 кгс/см) с выдержкойв течение 2 ч, проверку на герметичность - при давлении 2 МПа (20 кгс/см) в течениевремени, необходимом для осмотра кранового узла.

12. Крановый узелсчитается выдержавшим предварительное испытание воздухом, если при осмотре небудут обнаружены утечки.

13. После окончанияиспытания воздухом следует полностью сбросить давление и демонтировать патрубкис заглушками на концах.

 

Предварительноеиспытание природным газом

 

14. Природный газ дляиспытания подают от параллельной нитки газопровода. Все работы по врезке вдействующий газопровод и огневые работы должны выполняться эксплуатирующейорганизацией.

15. Необходимо соблюдатьследующий порядок подачи газа в крановый узел (рис.3 прил.3);

открыть запорнуюарматуру на крановом узле и свече;

открыть кран у источникаприродного газа таким образом, чтобы, поддерживая давление не более 0,1-0,2 МПа(1-2 кгс/см)обеспечить плавную подачу газа в испытываемый крановый узел с перемычками дляполного вытеснения воздуха через свечу из всех коммуникаций и кранового узла.Определяемое газоанализатором содержание кислорода в выходящей из свечигазовоздушной смеси должно быть не более 2%;

закрыть кран на свече иосуществить подъем давления до испытательного.

 

    

 

Рис.3. Принципиальнаясхема предварительного испытания кранового узла природным газом:

1 - крановый узел; 2 -заглушка; 3 - свеча; 4 - перемычка; 5 - манометр; 6 - кран на перемычке; 7 -действующий газопровод

 

16. Параметры и критерииоценки испытания на прочность и проверки на герметичность природным газом такиеже, как при испытании сжатым воздухом.

17. В случае обнаруженияутечек следует немедленно прекратить подачу газа и испытание, сбросить давлениедо 0,0002-0,0005 МПа (от 0,002-0,005 кгс/см) и устранить дефекты ссоблюдением требований к огневым работам.    

 

Приложение 4

Рекомендуемое

 

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ  ПО РАЗРАБОТКЕ

СПЕЦИАЛЬНОЙ (РАБОЧЕЙ) ИНСТРУКЦИИ ПООЧИСТКЕ

ПОЛОСТИ И ИСПЫТАНИЮ

 

1. Специальная (рабочая)инструкция по очистке полости и испытанию состоит из текстовой части,технологической схемы и графика производства работ.

2. В специальную рабочуюинструкцию по ОПИУ (ОПИ) должны быть включены:

титульный лист, вкотором указано название данной инструкции с подписями председателя комиссии ипредставителей организаций, с которыми согласован этот документ;

текстовая часть,содержащая:

а) наименованиеиспытываемого объекта (участка) с указанием его границ с привязкой ккилометровым, пикетным, реперным или другим знакам, предусмотренным рабочимпроектом трубопровода;

б) описаниетехнологической схемы объекта (участка) в полном соответствии с исполнительнойдокументацией, а также с указанием всех дополнительных соединений, врезок,арматуры, контрольно-измерительных приборов и т.д., выполненных специально дляпроведения ОПИ.

Вся указанная в описанииарматура и трубопроводы должны быть обозначены номерами, которые соответствуютномерам на рабочей схеме производства работ;

в) перечислениеотдельных участков производства ОПИ с указанием:

границ этих участков;

способов производстваработ;

методов ограничения(заглушки, арматура и т.п.);

величины давления вконечных и контрольных точках;

г) указание местустановки контрольно-измерительных приборов, их класс точности;

д) перечень источников исредств для закачивания (воды, воздуха, газа, нефти и т.п.) с указанием ихкомплектации и производительности, а также описание схем подключения их ктрубопроводу;

е) описание технологиипроизводства работ по ОПИ, в том числе:

расчет потребности всредах (вода, воздух, газ, нефть и т.п.) для ОПИ с учетом резерва, необходимогодля проведения дополнительных работ в случаях возникновения отказов;

порядок ипоследовательность всех проводимых переключений и отключений арматуры налинейной части трубопроводов, а также на узлах подачи закачиваемых сред привыполнении всех этапов ОПИ, в том числе производства огневых работ и работ поликвидации аварийных ситуаций;

описание операциивытеснения из газопровода воздуха с указанием мест и параметров контроля засоставом выходящей из газопровода газовоздушной среды;

порядок проведенияочистки полости с указанием типов очистных или разделительных устройств, атакже последовательности и параметров их пропуска по каждому участку;

порядок проведенияиспытания на прочность и проверки на герметичность по каждому участку суказанием продолжительности выдержки трубопровода под испытательным и рабочимдавлением;

порядок снижениядавления после испытания на прочность для проверки на герметичность, а такжепосле проверки на герметичность;

порядок удаления воды суказанием типов разделительных устройств, а также последовательности ипараметров их пропуска по каждому участку;

порядок ипоследовательность работ в случае возникновения утечек, разрывов и другихаварийных ситуаций;

ж) описание организациипроизводства работ для всех указанных выше технологических процессов, включая:

места расположенияпредседателя рабочей комиссии и ее членов;

ответственныхисполнителей каждого этапа работ и подчиненный им персонал;

места расположенияаварийных бригад и дежурных постов, их материально-техническое обеспечение,границы их действия и каналы связи с председателем рабочей комиссии или еечленами;

схему связи с указаниемраспределения средств связи между исполнителями работ, порядка и сроков связи,а также необходимые меры при возникновении аварийных ситуаций;

порядок взаимодействиймежду председателем комиссии и эксплуатационным персоналом организаций,обеспечивающих подачу и отбор газа, нефти и т.п.;

порядок оповещенияместных организаций и населения о сроках проведения ОПИУ (ОПИ) и взаимосвязь сэтими организациями в процессе производства работ;

указания по техническойи пожарной безопасности;

дополнительные указания,необходимость в которых может возникнуть при разработке специальной рабочейинструкции в связи со специфическими местными условиями производства работ;

з) переченьдокументации, оформляемой в процессе производства работ по ОПИУ (ОПИ).

3. При составленииспециальной рабочей инструкции рекомендуется указанные выше материалы и данныерасполагать по разделам, относящимся к определенному процессу (очистке полости,испытанию, удалению воды).