Справочник по ГОСТам и стандартам
Новости Аналитика и цены Металлоторговля Доска объявлений Подписка Реклама
   ГОСТы, стандарты, нормы, правила
 

СП 111-34-96
Свод правил по сооружению магистральных газопроводов. Очистка полости и испытания газопроводов

СП 111-34-96. Свод правил по сооружению магистральных газопроводов. Очистка полости и испытания газопроводов

 

СП 111-34-96

 

СВОД ПРАВИЛ СООРУЖЕНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХГАЗОПРОВОДОВ

 

ОЧИСТКА ПОЛОСТИ И ИСПЫТАНИЕ ГАЗОПРОВОДОВ

 

Сode of the regulations on contstructionof trunk gas pipelines

 

Дата введения 1996-10-01

 

 

РАЗРАБОТАН ассоциацией"Высоконадежный трубопроводный транспорт", РАО "Газпром",АО "Роснефтегазстрой", ВНИИСТом, ВНИИГазом, Институтом электросваркиим. Е.О. Патона.

 

Авторы раздела:В.Г.Селиверстов, проф. д-р техн.наук Л.Г.Телегин, В.В.Копышевский.

 

Под общей редакциейакад. Б.Е.Патона, канд. техн. наук В.А.Динкова, проф. д-ра техн. наукО.М.Иванцова.

 

УТВЕРЖДЕНО РАО"Газпром"  (Приказ от 11.09.1996г. № 44)

 

ВВЕДЕНИЕ

 

Настоящий "СводПравил по сооружению магистральных газопроводов" был разработанассоциацией "Высоконадежный трубопроводный транспорт" по заданию РАО"Газпром" в соответствии с введением в действие в 1994 г. МинстроемРФ СНиП 10-01-94 "Система нормативных документов в строительстве. Основныеположения". Этот СНиП определил структуру нормативной документации построительству, в которой предусматривается новый вид нормативного документа:Своды Правил по проектированию и строительству.

Согласно СНиП 10-01-94"Своды Правил по проектированию и строительству устанавливаютрекомендуемые положения в развитие и обеспечение обязательных требованийстроительных норм, правил и общетехнических стандартов Системы".

"В Сводах Правилприводят с необходимой полнотой рекомендуемые в качестве официально признанныхи оправдавших себя на практике положения, применение которых позволяетобеспечить соблюдение обязательных требований строительных норм, правил,стандартов и будет способствовать удовлетворению потребностей общества".

"Нормативныедокументы Системы должны основываться на современных достижениях науки, техникии технологии, передовом отечественном и зарубежном опыте проектирования истроительства, учитывать международные и национальные стандарты техническиразвитых стран".

Эти основные положенияСНиП 10-01-94 были приняты в качестве руководства по составлению "СводаПравил по сооружению магистральных газопроводов".

Действующие нормы вобласти трубопроводного транспорта устарели (СНиП III-42-80 "Правилапроизводства работ" глава 42 "Магистральные трубопроводы"выпущен в 1981 г., СНиП 2.05.06-85 - в 1985 г.). Новая редакция СНиП"Магистральные трубопроводы" задерживается разработкой. Это создалоизвестные сложности при составлении Свода Правил по сооружению магистральныхгазопроводов, необходимость в которых была продиктована, прежде всего, началомстроительства крупнейшей трансконтинентальной газотранспортной системыЯмал-Европа.

В практике Минстроя РФСвод Правил составлялся впервые, поэтому вначале возникли сложности вопределении его оптимального состава. В представленном виде объем и содержаниеСвода Правил по сооружению магистральных газопроводов одобрены Минстроем РФ.

Настоящий Свод Правилсоставлен в соответствии с действующими нормативами в области проектирования истроительства трубопроводных систем, ссылки на которые указаны в каждом егоразделе. Однако отдельные рекомендации СП повышают и ужесточают требования действующихнормативных документов.

В Свод Правил введенытакже рекомендации по новым технологиям, прошедшим апробацию в отечественнойили зарубежной практике. Требования их выполнения также, как и ужесточениенормативов, являются прерогативой, правом заказчика строительства газопроводов.

В СП предусматриваетсяиспользование строительных и специальных материалов и конструкций, оборудованияи арматуры только гарантированного качества и обеспечение высокого качествавыполнения всего комплекса строительно-монтажных процессов, надежности и безопасностисооружаемых газопроводных систем.

После ввода в действиеновой редакции СНиП "Магистральные трубопроводы" в Свод Правил посооружению магистральных газопроводов, в случае необходимости, будут внесеныкоррективы. Так как Свод Правил разрабатывался применительно к строительствугазотранспортной системы Ямал-Европа, многие рекомендации имеют адресныйхарактер для технически сложных газопроводов этой системы. 

В составлении СводаПравил принимали участие ученые и специалисты ассоциации "Высоконадежныйтрубопроводный транспорт", РАО "Газпром", АО"Роснефтегазстрой", ВНИИГаза и Института электросварки им.Е.О.Патона, АО "ВНИИСТ", АО "НГС-Оргпроектэкономика", ПО"Спецнефтегаз", Государственной академии нефти и газа имениИ.М.Губкина, а также других организаций.

Проект Свода Правилпрошел широкое обсуждение, по нему были получены заключения от 16 организацийРАО "Газпром", АО "Роснефтегазстрой" и других. Проведеносогласительное совещание с участием всех заинтересованных организаций.

Свод Правил посооружению магистральных газопроводов включает:

- СП 101-34-96. СводПравил по выбору труб для сооружения магистральных газопроводов.

- Свод Правил посооружению линейной части газопроводов:

- СП 102-34-96.Организация строительства;

- СП 103-34-96.Подготовка строительной полосы;

- СП 104-34-96.Производство земляных работ:

- СП 105-34-96.Производство сварочных работ и контроль качества сварных соединений;

- СП 106-34-96. Укладкагазопроводов из труб, изолированных в заводских условиях;

- СП 107-34-96.Балластировка, обеспечение устойчивости положения газопроводов на проектныхотметках;

- СП 108-34-96.Сооружение подводных переходов;

- СП 109-34-96.Сооружение переходов под шоссейными и железными дорогами;

- СП 110-34-96. Сооружениеучастков газопроводов в особо сложных геологических и других условиях;

- СП 111-34-96. Очисткаполости и испытание газопроводов.

Настоящий раздел СводаПравил регламентирует очистку полости и испытание газопроводов.

Испытание на прочность ипроверка на герметичность перед сдачей газопроводов в эксплуатацию занимаетособо важное место в обеспечении надежности. Это позволяет определить запаспрочности по отношению к рабочим нагрузкам, выявить и устранить в газопроводедефектные элементы и тем самым обеспечить надежную работу газопровода нарасчетных режимах.

Работы по очисткеполости и испытанию газопроводов системы Ямал-Европа должны производиться потехнологии нового технического уровня, включающей:

- защиту полостигазопроводов от загрязнения на всех этапах сооружения газопровода;

- предварительнуюочистку полости протягиванием механических очистных  устройств в процессе производства  сварочно-монтажных работ;

- очистку полостигазопровода и сбор загрязнений в конце очищаемого участка;

- предварительноеиспытание крановых узлов запорной арматуры до их монтажа в нитку газопровода;

- контроль проходногосечения газопровода (выявление вмятин, гофр овальностей и др.)поршнем-калибром;

- испытание газопроводана прочность давлением, создающим напряжения в металле трубы до минимальногонормативного предела текучести, и проверку на герметичность;

- обеспечениеэкологической безопасности при производстве работ;

- осушку полостигазопровода;

- проверку газопроводавнутритрубными диагностическими устройствами.

Цель очистки полостимагистрального газопровода заключается в следующем:

- удалить случайнопопавшие при строительстве внутрь газопроводов грунт, воду и различныепредметы, а также поверхностный рыхлый слой продуктов коррозии и окалины путемпротягивания механического очистного устройства в процессе производствасварочно-монтажных работ и пропуска поршня в процессе продувки или промывки;

- улучшить пропускнуюспособность и обнаружить грубые нарушения целостности газопровода путемпропуска поршня;

- достигнуть хорошегокачества очистки и осушки полости, обеспечивающего заполнение газопроводовтранспортируемым газом без его загрязнения и увлажнения.

Испытание на прочность ипроверку’ на герметичность участков системы газопроводов, сооружаемых вразличных условиях, рекомендуется проводить следующими способами:

- участки газопровода,прокладываемые в вечной мерзлоте, - пневматическим способом (воздухом,природным газом);

- участки газопровода,прокладываемые в нормальных грунтовых и погодных условиях - гидравлическимспособом (водой) при положительных температурах. Допускается проведениегидравлического испытания при отрицательных температурах наружного воздуха игрунта на уровне заложения газопровода с принятием мер, исключающих замерзаниеводы;

- участки газопровода,прокладываемые в горных условиях - комбинированным способом (воздухом илиприродным газом и водой).

Учитывая сложность,повышенную стоимость и лимит времени на гидравлическое испытание магистральныхгазопроводов при отрицательных температурах, сложность, повышенную опасностьпневматических испытаний, затрудняющих производство строительно-монтажных работв энергетических коридорах, при разработке в составе проектов организациистроительства (ПОС) и проектов производства работ (ППР) графиков организациистроительства следует планировать проведение испытаний, как правило, во II иIII кварталах года.

С целью повышениянадежности системы газопроводов также рекомендуется:

- устанавливатьмаксимально допустимое испытательное давление для линейной части газопровода неболее величины, вызывающей напряжения в металле трубы до минимальногонормативного предела текучести металла с учетом минусового допуска на толщинустенки;

- производить испытаниепереходов газопроводов категории В через железные и автомобильные дороги ипримыкающие к ним участки трубопроводов категории I в три этапа;

- использовать методыпроверки на герметичность, основанные не только на измерении параметровнапорной среды в трубопроводе, но и дополнительно на непосредственномнахождении места утечки. При этом предполагается широкое использованиетехнических средств для определения утечек в газопроводе, что позволитисключить потери транспортируемого продукта в действующем газопроводе.

Изучение статистикиаварий на газопроводах показывает, что их значительное число имеет место впервые годы эксплуатации. Это связано, прежде всего, с наибольшей вероятностьюименно в начале эксплуатации изменения пространственного положениятрубопровода, схемы его нагружения и напряженно-деформированного состояния, достигающегов отдельных случаях предельных значений. Кроме того, такая ситуация возникаетиз-за известного несовершенства методики испытания трубопроводов и контролякачества производства строительно-монтажных и специальных работ.

Магистральныетрубопроводы - одно из немногих сооружений, которые испытываются без полноговоспроизведения эксплуатационных нагрузок (температурных, динамических,возможного изменения схемы нагружения и др.). Поэтому весьма желательно послепроведения испытаний в первый период эксплуатации провести на наиболееответственных участках внутритрубную диагностику с тем, чтобы повысить гарантиюработоспособности сооружения и создать базу для последующих наблюдений заразвитием дефектов, изменением физического состояния трубопровода.

При производстве работпо очистке полости, испытанию газопровода на прочность и проверке магистральныхгазопроводов на герметичность необходимо руководствоваться следующимидокументами:

- СНиП 2.05.06-85.Магистральные трубопроводы. Госстрой СССР. М, ЦИТП Госстроя СССР, 1985. 52 с.;

- Главой СНиП III-42-80.Магистральные трубопроводы. Госстрой СССР. М, Стройиздат. 1981. 80 с.;

- СНиП 3.01.01-85.Организация строительного производства. Госстрой СССР. М, ЦИТП Госстроя СССР,1985. 56 с.;

- ВСН 011-88.Миннефтегазстрой. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов.Очистка полости и испытание. М., ВНИИСТ, 1989. 112 с.;

- Правилами техникибезопасности при строительстве магистральных стальных трубопроводов. М., Недра,1982. 104 с.;

- Типовой инструкцией побезопасному ведению огневых работ на газовых объектах Мингазпрома. - М.,ВНИИгаз, 1988. 52 с.;

- Настоящим СводомПравил.

 

1. ОРГАНИЗАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВА РАБОТ ПООЧИСТКЕ ПОЛОСТИ И ИСПЫТАНИЮ ГАЗОПРОВОДОВ

 

1.1. Очистку полостигазопроводов, а также их испытание на прочность и проверку на герметичностьследует осуществлять по специальной рабочей инструкции.

1.2. Специальная рабочаяинструкция составляется строительно-монтажной организацией и заказчиком покаждому конкретному газопроводу или на группу однотипных объектов с учетомместных условий производства работ, согласовывается с проектной организацией иутверждается председателем комиссии по испытанию трубопровода.

Специальная рабочаяинструкция по очистке полости, испытанию на прочность и проверке нагерметичность магистральных газопроводов с использованием природного газадолжна быть дополнительно согласована с Газнадзором РАО "Газпром" и сэксплуатирующей организацией, осуществляющей подачу газа.

Утвержденная инструкцияпо очистке полости и испытанию газопровода включается составной частью в ППР.

1.3. Специальная рабочаяинструкция по очистке полости и испытанию магистральных газопроводов напрочность и проверке на герметичность должна предусматривать:

- способы, параметры ипоследовательность выполнения работ;

- схему очистки полостии испытания газопровода;

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

- схему организациисвязи на период производства работ;

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

- требования по охранеокружающей природной среды;

- специальные вопросы(размещение и перемещение комиссии, взаимоотношения комиссии сзаинтересованными организациями, срочное медицинское обеспечение и др.).

1.4. Работы по очисткеполости и испытанию газопроводов производятся под руководством комиссии,состоящей из представителей генерального подрядчика(треста-контрактодержателя), субподрядных организаций, заказчика и ПО"Спецнефтегаз".

Комиссия по испытаниюгазопровода назначается совместным приказом генерального подрядчика и заказчикаили на основании совместного приказа их вышестоящих организаций. Председателемкомиссии по испытанию назначается представитель подрядчика.

В случаях, когда дляочистки полости газопроводов и их испытания используется природный газ, виспытаниях должны участвовать соответствующие эксплуатирующие организации.

1.5. При продувке ииспытании газопровода природным газом из него предварительно должен бытьвытеснен воздух.

Определяемоегазоанализатором содержание кислорода в выходящей из газопровода газовоздушнойсмеси должно быть не более 2%.

1.6. Люди, машины,механизмы и оборудование при очистке полости и испытании газопровода должнынаходиться за пределами охранной зоны.

Замер параметровиспытания должен производиться дистанционно приборами, вынесенными за пределыохранной зоны.

Размеры охранной зоны,устанавливаемой на период проведения работ по очистке полости и испытаниюподземных газопроводов диаметром 1420 мм, приведены в табл. 1.

Таблица 1

Размеры охранной зоны, м

 

Виды работ

Охранная зона

Размеры охранной зоны, м

 

 

 

 

В обе стороны от оси газопровода

100

 

 

Очистка

 

Продувка

В направлении вылета очистного устройства от конца продувочного патрубка

 

1000

полости

 

 

В обе стороны от оси газопровода

25

 

 

 

Промывка

В направлении  вылета очистного устройства от конца промывочного патрубка

 

100

 

 

 

 

 

Воздухом

В обе стороны от оси газопровода

 

350

 

 

 

При давлении испытания

или газом

В направлении отрыва заглушки от торца газопровода

 

1000

 

 

8,25 МПа

 

 

В обе стороны от оси газопровода

 

100

Испытание на прочность

 

 

 

Водой

В направлении отрыва заглушки от торца газопровода

 

1000

 

 

 

 

 

Воздухом

В обе стороны от оси газопровода

 

525

 

 

 

При давлении испытания

или газом

В направлении отрыва заглушки от торца газопровода

 

1500

 

 

выше 8,25 МПа

 

 

В обе стороны от оси газопровода

 

150

 

 

 

 

Водой

В направлении отрыва заглушки от торца газопровода

 

1500

    

1.7. Проведение очисткиполости, а также испытания газопроводов на прочность и проверки нагерметичность без надежной связи не допускаются.

1.8. О производстве ирезультатах очистки полости, испытания газопроводов на прочность и проверки нагерметичность должны быть составлены акты по установленной форме (приложение1).

 

    

2. СТРУКТУРА КОМПЛЕКСНОГО ПРОЦЕССА

ОЧИСТКИ ПОЛОСТИ И ИСПЫТАНИЯ

 

2.1. Комплексный процессочистки полости и испытания газопроводов объединяет завершающие процессыстроительства общими технологическими и организационными решениями. Структуракомплексного процесса, технологии и технические средства по очистке полости ииспытанию газопроводов пневматическим и гидравлическим способами показаны нарис. 1 и 2.

 

 

Рис.1. Технологии итехнические средства по очистке полости

и испытанию газопроводовпневматическим способом

 

Рис. 2. Технологии итехнические средства по очистке полости

и испытанию газопроводовгидравлическим способом

В комплексный процессвходят также подготовительные, промежуточные и заключительные работы, обеспечивающиевозможность последовательного проведения основных процессов, монтаж и демонтажузлов и оборудования, подготовку объекта к последующей эксплуатации, работы поликвидации отказов.

 

Защита полостигазопровода от загрязнения в процессе строительства

 

2.2. С цельюпредупреждения загрязнения полости газопровода и снижения затрат на последующуюее очистку необходимо в процессе строительства принимать меры, исключающиепопадание внутрь трубопровода воды, снега, грунта и посторонних предметов.

2.3. Для предотвращенияпопадания загрязнений в полость газопровода необходимо временно установитьинвентарные заглушки:

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

-  на концах секций приих транспортировке и на концах плетей при их укладке;

- на концах участков вместах технологических разрывов.

2.4. Конструкциязаглушки должна обеспечивать перекрытие трубопровода по всему сечению, надежнуюгерметизацию полости (для защиты от попадания воды, пыли, снега, загрязнений ипосторонних предметов), устойчивое положение в трубе, возможность быстройустановки и снятия вручную, прочность и надежность конструкции.

2.5. Закачку воздуха иводы в газопровод для продувки, промывки и испытания осуществляют черезфильтры, исключающие попадание в полость загрязнений.

2.6. При строительствегазопроводов 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.

2.7. Полость газопроводаследует очищать в два этапа:

2.7.1. Предварительнаяочистка полости протягиванием очистного устройства в процессе производствасварочно-монтажных работ;

2.7.2. Окончательнаяочистка полости с пропуском поршней и сбором загрязнений в конце очищаемогоучастка:

- продувкой сжатымвоздухом или природным газом;

- промывкой илиудалением загрязнений в потоке жидкости.

 

Предварительная очисткаполости протягиванием механического очистного устройства

 

2.8. Для повышениякачества очистки полости, исключения вредного влияния продуктов очистки полостина окружающую среду, уменьшения вероятности застревания поршней при продувке,промывке и удалении воды после гидроиспытания рекомендуется производитьпредварительную очистку газопроводов протягиванием очистного устройства.

2.9. Очистка полостигазопроводов протягиванием механического очистного устройства производитсянепосредственно в технологическом потоке сварочно-монтажных работ, в процессесборки и сварки отдельных труб или секций в нитку газопровода. В процессесборки и сварки трубопровода очистное устройство перемещают внутри труб спомощью штанги трубоукладчиком (трактором). При этом загрязнения удаляют изкаждой вновь привариваемой секции газопровода (рис. 3).

 

Рис. 3 Принципиальнаясхема предварительной очистки полости газопровода

 в процессе его сборки исварки в нитку с внутренним центратором:

а - пропуск штанги черезсекцию; б - центровка и сварка секций;

в - очистка полостисобранной секции; г - выбор загрязнений из секции;

1 - газопровод; 2 -внутренний центратор; 3 - очистное устройство; 4 - штанга;

5 - секция газопровода;6 - трубоукладчик.

2.10. Очистку полоститрубопроводов, собираемых в нитку из секций с помощью внутреннего центратора,производят очистным устройством, смонтированным на этом  центраторе.

Очистное устройстворасполагается впереди центратора, что обеспечивает непосредственный выноспосторонних предметов и загрязнений из полости на каждом стыке, дополнительнуюзащиту центратора, возможность постоянно контролировать состояние очистногоинструмента.

 

Предварительноеиспытание крановых узлов запорной

арматуры до их монтажа внитку газопровода

 

2.11. Для сниженияколичества отказов в процессе испытания газопровода и сокращения при этомвремени и средств рекомендуется по согласованию заказчика с подрядчикомпроизводить предварительное гидравлическое испытание крановых узлов запорнойарматуры до их монтажа в нитку газопровода. Целью таких испытаний являетсявыявление дефектов и определение герметичности крановых узлов запорной арматурыдо испытания в составе линейной части газовой магистрали.

2.12. Предварительноеиспытание крановых узлов запорной арматуры следует производить непосредственнона трассе - на месте проектного расположения каждого узла.

2.13. Подготовкакранового узла запорной арматуры к испытанию должна осуществляться в следующемпорядке (рис. 4):

 

Рис. 4 Принципиальнаясхема предварительного гидравлического

испытания кранового узлазапорной арматуры:

1 - крановый узелзапорной арматуры; 2 - патрубок с заглушкой;

3 - сливной патрубок скраном; 4 - воздухоспускной патрубок с краном; 5 - манометр;

6 - свеча с заглушкой; 7- шлейф с арматурой; 8 - опрессовочный агрегат;

9 - передвижная емкостьс водой

- к концам монтажногоузла приваривают временные патрубки из труб длиной 6 м со сферическимизаглушками;

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

- полностью открываютзапорную арматуру.

2.14. Воду виспытываемый узел следует подавать либо непосредственно из водоема (реки, озераи т.п.), либо из передвижной емкости с помощью насоса опрессовочного илинаполнительно-опрессовочного агрегата. Персонал, емкость, агрегаты и манометрыдолжны располагаться вне охранной зоны.

2.15. Заполнение полостиузла водой производят до тех пор, пока вода не появится на воздухоспускномкране. После заполнения узла водой осуществляют подъем давления. При этом:

- после достижениядавления, равного 2 МПа, необходимо прекратить подъем давления и осмотретьузел. Во время осмотра подъем давления в крановом узле запрещается;

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

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

2.17. Крановый узелзапорной арматуры считается выдержавшим предварительное гидравлическоеиспытание, если при осмотре узла не будут обнаружены утечки.

2.18. По окончаниигидравлического испытания воду из узла сливают и временные патрубки сзаглушками демонтируют.

 

Пропуск поршня-калибра

 

2.19. После очисткиполости следует проверить путем пропуска поршня-калибра проходное сечениегазопровода с целью выявления вмятин, гофр, овальностей и других нарушенийгеометрической формы газопровода, препятствующих прохождению снарядов дляопределения дефектов стенок труб.

2.20. Размеркалибровочной пластины должен соответствовать диаметру сечения газопровода,достаточному для прохода снарядов-дефектоскопов (прил. 3), т.е. составлять 95%от диаметра газопровода в пределах обследуемого участка.

2.21. Поршень-калибрдолжен иметь прибор, обеспечивающий возможность определения его местоположенияв газопроводе в случае застревания (неприбытия в камеру приема).

2.22. Пропускпоршня-калибра выполняют аналогично пропуску очистных поршней при продувке илипромывке.

2.23. Еслипоршень-калибр застрял в газопроводе, то его необходимо извлечь, устранитьпричину застревания, а затем повторить пропуск поршня-калибра.

2.24. После приемапоршня-калибра необходимо отключить подачу напорной среды в газопровод (воздух,газ, вода), сбросить давление в нем до атмосферного, отрезать камеру приема и вприсутствии заказчика вынуть и осмотреть поршень-калибр.

В случае повреждениякалибровочной пластины следует провести работы по обнаружению и ремонту участкагазопровода, где она была повреждена.

2.25. Калибровкагазопровода считается законченной, когда поршень-калибр поступит в камеруприема и на калибровочной пластине отсутствуют повреждения.

 

3. ОЧИСТКА ПОЛОСТИ И ИСПЫТАНИЕ СИСТЕМЫМАГИСТРАЛЬНЫХ

 ГАЗОПРОВОДОВ, ПРОКЛАДЫВАЕМЫХ В УСЛОВИЯХ

ВЕЧНОЙ МЕРЗЛОТЫ

 

Особенности производстваработ на вечной мерзлоте

 

3.1. Сооружение системымагистральных газопроводов на вечной мерзлоте характеризуется:

- крайне ранимойприродной средой;

- возможностьюпроизводства основных строительно-монтажных работ только в зимний период;

- прокладкойгазопроводов в высокольдистых вечномерзлых грунтах:

- невозможностьюиспользования воды для промывки и испытания вследствие высокой вероятности еезамерзания;

- неизбежноймноговариантностью ведения строительно-монтажных работ и корректировкой ихграфика применительно к суровым и изменчивым природно-климатическим условиям.

3.2. Учитывая изложенноев п. 3.1, а также тот факт, что зимой практически все источники водыперемерзают (особенно на Ямале) и вода в резервуарах-отстойниках замерзаетраньше, чем успеет отстояться до состояния, когда и ее можно будет слить наместность, очистку полости, испытание на прочность и проверку на герметичностьгазопровода следует производить сжатым воздухом или природным газом.

3.3. Основные вариантыкомплексного производства работ по очистке полости и испытанию магистральныхгазопроводов приведены в прил. 2.

 

Очистка полостигазопровода продувкой с пропуском поршня и сбор загрязнений в конце очищаемогоучастка

 

3.4. При продувкепродукты очистки полости являются источником загрязнения окружающей среды. Ониконцентрируются в местах выброса их (в конце очищаемого участка).

В зависимости от районастроительства, сезонности работ, особенностей технологических операцийсооружения газопроводов состав основных загрязнений может включать: грунт,продукты коррозии, сварочный грат и огарки электродов, снег, лед, воду,случайно попавшие предметы.

3.5. В целях исключениязагрязнения окружающей среды в отличие от традиционной продувки на открытыйконец газопровода рекомендуется продувка на закрытый конец.

3.6. Продувка спропуском поршня осуществляется одним из следующих способов:

- воздухом, подаваемымнепосредственно от компрессоров;

- природным газом отдействующего газопровода или скважины.

3.7. Продувка спропуском поршня может применяться как при положительных, так и приотрицательных температурах окружающего воздуха или грунта на уровне заложениягазопровода.

3.8. Каждый участокочищают продувкой сжатым воздухом или природным газом с последовательнымпропуском трех поршней и сбором загрязнений в конце очищаемого участка.Принципиальная схема камеры пуска очистных поршней при продувке представлена нарис. 5.

 

Рис 5.  Принципиальнаясхема камеры пуска очистных поршней при продувке:

1 - труба с заглушкой; 2- очистной поршень; 3 - стопор; 4 - подводящий шлейф;

5 - патрубок с краномдля пропуска третьего поршня; 6 - коллектор;

7 - патрубок с краномдля пропуска второго поршня; 8 - патрубок с краном для пропуска первого поршня;9 - патрубок с краном для вытеснения воздуха (при продувке воздухомотсутствует); 10 - манометр; 11 - сигнализатор прохождения поршней

Для сбора загрязненийиспользуется камера приема поршней и загрязнений, представляющая собой,например, отрезок трубы диаметром 1420 мм, закрытый с одного конца сферическойзаглушкой и имеющий патрубок-отвод с арматурой диаметром 500 мм с другогоконца, приваренного к очищаемому участку. Объем камеры приема должен бытьдостаточным для сбора ожидаемого количества загрязнений и размещения трех поршней.Принципиальная схема такой камеры приема поршней и загрязнений при продувкепредставлена на рис. 6. Движущиеся в потоке загрязнения при соударении сзаглушкой оседают в камере приема, а воздух (газ) через патрубок-отвод выходитв атмосферу.

 

Рис. 6  Принципиальнаясхема камеры приема поршней и загрязнений при продувке:

1 - труба с заглушкой; 2- патрубок-отвод с краном; 3 - манометр;

4 - сигнализаторпрохождения поршней

3.9. При продувкеиспользуются инвентарные камеры пуска поршней, камеры приема поршней изагрязнений, а также регулирующая арматура, не предназначенные для последующейэксплуатации в составе газопровода, а применяемые временно только на этапестроительства.

Узлы пуска и приемапоршней, во избежание их смещения и вибрации, должны быть надежно закреплены.

3.10. Использованиекамер приема-пуска внутритрубных устройств (поршней), предусмотренных проектомна входе (выходе) компрессорных станций, а также запорной линейной и байпаснойарматуры (кранов), для продувки строящихся магистральных газопроводовдопускается только по согласованию с эксплуатирующей организацией (заказчиком).

3.11. Участокгазопровода следует продувать с пропуском поршней, оборудованных очистными игерметизирующими элементами. При этом скорость поршня не должна превышать 5м/с, а при подходе к камере приема - 1 м/с. Скорость перемещения поршняустанавливается:

- при продувке воздухом,подаваемым непосредственно от компрессоров, - путем изменения режима работы(производительности) этих компрессоров;

- при продувке газом отдействующего газопровода или скважины - путем поддержания необходимого давленияв начале участка продувки.

3.12. Если поршеньзастрял в газопроводе в процессе очистки полости, то его необходимо извлечь изгазопровода, устранить причину застревания, а участок газопровода подвергнутьповторной очистке. Для обнаружения остановившихся (застрявших) в газопроводе поршнейследует применять специальные приборы поиска.

3.13. Продувка спропуском поршня и сбором загрязнений в конце очищаемого участка считается законченной,когда поршень поступит в камеру приема.

3.14. После продувки наконцах очищенного участка следует установить временные заглушки,предотвращающие повторное загрязнение участка.

 

Продувка воздухом

 

3.15. В целях исключениязагрязнения окружающей среды и экономии природного газа продувку магистральныхгазопроводов следует осуществлять по безресиверной технологии с пропускомпоршней под давлением сжатого воздуха, подаваемого непосредственно от высокопроизводительныхкомпрессорных установок на базе авиационных двигателей (прил. 3), чтообеспечивает производство работ:

- без использованияресивера;

- в 30-40 раз быстрее посравнению с использованием других способов и технических средств;

- одновременно нанескольких участках независимо от строительной готовности газопровода в целом;

- в условиях,исключающих пожаро- и взрывоопасность и выполнение огневых работ под газом;

- в любое время года иособенно эффективно в зимний период, когда производительность и степеньповышения давления компрессорных установок возрастает, а удельный расходтоплива и температура нагнетаемого воздуха уменьшаются.

3.16. Продувку следуетпроизводить от мест технологических разрывов, захлестов или установки линейнойарматуры с приемкой поршня и сбором загрязнений в специальные камеры.

3.17. Сооружениевременного технологического шлейфа для подачи сжатого воздуха от компрессорныхустановок должно удовлетворять следующим требованиям:

- способ прокладки -надземный на опорах или насыпных призмах из грунта, камней, древесныхматериалов;

- количество опор ирасстояние между ними должны обеспечить гарантированный зазор междуповерхностью грунта (снежного покрова) и нижней образующей шлейфа;

- наружный диаметршлейфа 530 или 720 мм;

- шлейф прокладываетсяпод углом 20-60 градусов (в плане) к оси очищаемого газопровода для сниженияпотерь давления скоростного потока сжатого воздуха;

- длина шлейфа должнадополнительно обеспечить (в сочетании с другими мероприятиями) снижениетеплового воздействия закачиваемого в газопровод воздуха до уровня, исключающегопотерю устойчивости очищаемого газопровода и повреждения его изоляционногопокрытия.

3.18. В случае, еслипоставленные компрессоры не позволяют обеспечить производительность,необходимую для перемещения поршней, то следует рассмотреть применение системыподачи воздуха с использованием ресивера.

 

 

 

Продувка природным газом

 

3.19. Природный газ дляпродувки участка газопровода следует подавать от действующего газопровода,проходящего вблизи строящегося объекта, или от скважины через сепараторы осушкигаза, что должно быть согласовано с эксплуатирующими организациями и отражено врабочей инструкции.

3.20. Продувкупроизводят последовательно от источника газа по участкам между линейнымикранами.

3.21. При продувкетрубопровода газом из него предварительно должен быть вытеснен воздух. Газ длявытеснения воздуха 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 определяютгазоанализатором.

 

Пневматическое испытаниегазопровода на прочность и проверка на герметичность

 

3.22. Испытаниемагистральных газопроводов, прокладываемых в условиях вечной мерзлоты, напрочность и проверку герметичности следует производить воздухом или природнымгазом.

3.23. Испытание напрочность и проверку на герметичность необходимо выполнять после полнойстроительной готовности участка или всего газопровода:

- полной засыпки;

- установки арматуры,приборов, катодных выводов;

- вывода техники иперсонала из опасной зоны;

- обеспечения постояннойили временной связи.

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

3.24. При проведениипневматического испытания давление внутри газопроводов создают воздухом илиприродным газом.

В целях экономииприродного газа и исключения загрязнения окружающей среды испытание газопроводанеобходимо производить с использованием высокопроизводительных компрессорныхустановок.

Природный газ дляиспытания трубопроводов следует подавать от действующих газопроводов,проходящих вблизи строящегося объекта, или от скважины через сепараторы осушкигаза.

3.25. При заполнениитрубопровода воздухом или природным газом производится осмотр трассы придавлении не более 2 МПа (20 кГс/см).

В процессе закачки ввоздух или природный газ следует добавлять одорант, что облегчает поиск утечекв газопроводе. Для этого на узлах подключения к источникам газа или воздуханеобходимо монтировать установки для дозирования одоранта. Рекомендуемая нормаодоризации этил-меркаптаном 50-80 г на 1000 м газа или воздуха.

Если при осмотре трассыили в процессе подъема давления будет обнаружена утечка, то подачу воздуха илигаза в газопровод следует немедленно прекратить, после чего должна бытьустановлена возможность и целесообразность перепуска воздуха или газа на соседнийучасток. Осмотр трассы выполняется либо визуально, либо с использованиемспециальных технических средств, в том числе установленных на летательныхаппаратах (прил. 3).

Осмотр трассы приувеличении давления от 2 МПа до Р и в течение времени испытаниятрубопровода на прочность запрещается.

3.26. После создания вгазопроводе испытательного давления производится стабилизация температуры.Испытания на прочность начинают после того, как разность температуриспытательной среды по концам участка не превысит 1,0° С.

Давление припневматическом испытании на прочность газопровода в целом должно быть равно 1,1Р, апродолжительность выдержки под этим давлением после стабилизации температуры -12 ч (рис. 7).

 

Рис. 7  График изменениядавления в газопроводе при пневматическом испытании:

1 - подъем давления; 2 -осмотр газопровода; 3 - стабилизация;

4 - испытание напрочность; 5 - снижение давления; 6 - проверка на герметичность

В процессе испытанияпроизводится измерение давления и температуры испытательной среды как минимум вдвух точках (по концам испытываемого участка).

Для измерения давления итемпературы испытательной среды следует использовать манометры и термометры, атакже специальные приборы.

3.27. Испытание нагерметичность участка или газопровода в целом производят после испытания напрочность и снижения испытательного давления до проектного рабочего в течениевремени, необходимого для осмотра трассы, но не менее 12 ч.

Воздух или газ присбросе давления следует, как правило, перепустить в соседние участки.

3.28. Учитывая, что припневматическом испытании процессы наполнения газопровода природным газом иливоздухом до испытательного давления занимают значительное время, необходимоособое внимание обращать на рациональное использование накопленной втрубопроводе энергии путем многократного перепуска и перекачивания природногогаза или воздуха 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.

3.29. Газопроводсчитается выдержавшим испытание на прочность и проверку на герметичность, еслиза время испытания трубопровода на прочность труба не разрушилась, а припроверке на герметичность давление с учетом температуры оставалось неизменным ине были обнаружены утечки.

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

3.31. Для обеспечениядостоверности результатов испытания на герметичность и повышения надежностипоследующей эксплуатации магистрального газопровода необходимо использоватьтечеискатели, а также другие технические средства определения местоположенияутечек в газопроводе, основанные на различных методах их поиска (по звуку вытекающегоиз трубопровода воздуха или газа, на основе анализа проб воздуха надповерхностью грунта и т.д.).

 

4. ОЧИСТКА ПОЛОСТИ И ГИДРАВЛИЧЕСКОЕИСПЫТАНИЕ

СИСТЕМЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ,

ПРОКЛАДЫВАЕМЫХ В ОБЫЧНЫХ УСЛОВИЯХ

 

4.1. Комплекс работ поочистке полости и гидравлическому испытанию газопроводов, сооружаемых в обычныхусловиях, включает:

- промывку газопроводапо участкам, протяженность которых равна или больше расстояния между соседнимилинейными кранами, со сбором загрязнений в конце очищаемого участка;

- испытание газопроводана прочность давлением, создающим напряжения в металле трубы до минимальногонормативного предела текучести, и проверку на герметичность;

- удаление воды послегидроиспытания газопровода с последующей очисткой и регулируемым возвратом вокружающую среду;

- обеспечениеэкологической безопасности при производстве работ;

- осушку полостигазопровода;

- проверку газопроводавнутритрубными диагностическими устройствами.

 

Очистка полостигазопровода промывкой со сбором загрязнений в конце очищаемого участка

 

4.2. При промывкепропуск очистных устройств по газопроводам осуществляется под давлением воды,закачиваемой для гидравлических испытаний (рис. 8). Впереди очистногоустройства для смачивания и размыва загрязнений заливают воду в объеме 10-15%объема полости очищаемого участка газопровода.

 

а

б

 

Рис. 8  Принципиальнаясхема камеры пуска и камеры приема поршней

при промывке и удаленииводы после испытания:

а - камера пуска; б -камера приема;

1 - труба с заглушкой; 2- поршень-разделитель для окончательного удаления воды; 3 - стопор;

 4 - поршень-разделительдля предварительного удаления воды; 5 - подводящий шлейф от наполнительныхагрегатов; 6 - патрубок с краном для промывки; 7 - очистной поршень;

8 - патрубок с краном длязаливки воды в полость перед промывкой;

9 - подводящий шлейф отопрессовочных агрегатов; 10 - сигнализатор прохождения поршней;

11-манометр; 12 -патрубки с кранами для подачи воздуха или газа;

13 - подводящий шлейф отисточника воздуха или газа;

14 - сливной патрубок скранами; 15 - контрольный сливной патрубок с краном

4.3. Пропуск очистногоустройства в потоке заполняющей газопровод воды обеспечивает удаление изгазопровода не только загрязнений, но и воздуха, что исключает необходимостьустановки воздухоспускных кранов, повышает надежность обнаружения утечек спомощью показаний манометров.

4.4. Эффективная очисткаполости и безостановочное устойчивое движение очистного устройства достигаетсяпри скорости его перемещения в потоке воды (при промывке) не менее 1 км/ч. Длядостижения этой скорости суммарная производительность наполнительных агрегатовдолжна быть не менее 1540 м/ч.

4.5. Протяженностьучастков, промываемых с пропуском очистных устройств, не должна превышатьрасстояния между компрессорными станциями и должна определяться проектом взависимости от реальных условий трассы газопровода (расположения источниковводы, рельефа местности) и применяемых наполнительных агрегатов (напоранасоса).

4.6. Промывка считаетсязаконченной после прихода очистного устройства в камеру приема.

 

Вытеснение загрязнений впотоке воды

 

4.7. Очистка полостигазопроводов вытеснением загрязнений в скоростном потоке воды осуществляется впроцессе удаления воды после гидроиспытания с пропуском поршня-разделителя поддавлением сжатого воздуха или природного газа (см. рис. 8).

4.8. 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. Регулированиескорости перемещения поршня осуществляется за счет изменения подачи газа иливоздуха и с помощью арматуры на сливном патрубке камеры приема поршней.

 

Испытание газопроводаводой на прочность и проверка на герметичность

 

4.9. Для проведениягидравлического испытания давление внутри газопроводов создают водой. В составосновных работ по гидравлическому испытанию трубопровода входят:

- подготовка киспытанию;

- наполнениетрубопровода водой;

- подъем давления доиспытательного;

- испытание напрочность;

- сброс давления допроектного рабочего;

- проверка на.герметичность;

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

При необходимостивыполняются работы, связанные с выявлением и ликвидацией дефектов.

4.10. Давление Р пригидравлическом испытании на     прочность должно быть (рис. 9):

- в верхней точкеучастка - 1,1 Р;

- в нижней точке - неболее давления, соответствующего минимальному нормативному пределу текучестиматериала трубы.

Время выдержки подиспытательным давлением должно составлять 24 ч.

 

 

Рис. 9 График изменениядавления в газопроводе при гидравлическом испытании:

1 - заполнениегазопровода водой и подъем давления наполнительными агрегатами; 2 - подъемдавления до Р опрессовочными агрегатами: а - внижней точке газопровода Р  Р; б - в верхней точке газопроводаР=1,1 Р;3 - испытание на прочность; 4 - снижение давления; 5 - проверка нагерметичность

4.11. При подготовке киспытанию необходимо выполнить следующие операции:

- смонтировать на концахиспытуемого участка сферические заглушки;

- смонтировать ииспытать обвязочные трубопроводы наполнительных и опрессовочных агрегатов ишлейф подсоединения к газопроводу давлением, равным 1,25 Р в течение 6 ч;

- смонтировать узлыпуска и приема поршней;

- установитьконтрольно-измерительные приборы.

4.12. При заполнениитрубопровода водой для гидравлического испытания из него необходимо удалитьвоздух с помощью поршней-разделителей.

4.13. Наполнениетрубопровода с пропуском поршня-разделителя производится при полностью открытойлинейной запорной арматуре.

Давление в газопроводеподнимают наполнительными агрегатами до давления, максимально возможного по ихтехническим характеристикам, а далее опрессовочными агрегатами - до давленияиспытания (см. прил. 3).

 

Особенности производстваработ по очистке полости и гидравлическому испытанию при отрицательныхтемпературах

 

4.14. Основнымиспособами очистки полости газопровода при отрицательных температурах следуетсчитать продувку с пропуском поршня и вытеснение загрязнений в потоке воды.

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

4.16. Испытаниегазопроводов при отрицательной температуре выполняется водой, имеющейестественную температуру водоема.

4.17. Гидроиспытания приотрицательных температурах имеют особенности, обусловленные возрастающей рольюфактора времени. Поэтому такие испытания следует завершить в строгоопределенное расчетом время, в течение которого исключается замерзание воды втрубопроводе. Для этого необходимы:

- тщательная техническаяподготовка, выполнение теплотехнического расчета параметров испытания и четкаяорганизация производства работ;

- обеспечениеобязательного контроля температуры воды в газопроводе и оценки изменениядавления при проверке на герметичность с учетом изменения температуры;

- устройство укрытия иутепления линейной арматуры, узлов подключения наполнительных и опрессовочныхагрегатов, обвязочных трубопроводов с арматурой, приборов, камер запуска иприема поршней, сливных патрубков и других открытых частей испытуемого газопровода;

- установка узлов приемапоршней, исключающая заполнение газопровода водой на открытый конец, слив водысамотеком и другие не контролируемые процессы перемещения воды в газопроводе;

- обеспечениевозможности быстрого удаления воды из газопровода, что гарантируется наличиемисточников газа или воздуха и их готовностью к подсоединению к концамиспытываемого участка.

4.18. Наполнениегазопроводов водой для гидравлического испытания следует проводить с помощьюнаполнительных агрегатов с пропуском очистных или разделительных устройств.

Пропуск поршней впроцессе заполнения газопровода водой допускается при условии предварительногопрогрева магистрали прокачкой воды, или в том случае, когда температурагазопровода на всем испытуемом участке выше температуры замерзания воды.

4.19. При возникновениизадержек в производстве работ по испытанию, приводящих к превышению принятого врасчете времени испытания, следует возобновить прокачку воды с определеннойрасчетной температурой через испытываемый участок. Допускается осуществлятьпрокачку воды в период между испытаниями на прочность и проверкой нагерметичность, а также в период, когда газопровод находится не подиспытательным давлением.

 

Удаление воды послегидравлического испытания с последующей очисткой ее и регулируемым возвратом вокружающую среду

 

4.20. Послегидравлического испытания из газопровода должна быть полностью удалена вода.

Для этого пропускаютпоршни-разделители (см. прил. 3) под давлением сжатого воздуха или природногогаза в два этапа (см. рис. 8):

- предварительный -удаление основного объема воды поршнем-разделителем;

- контрольный -окончательное удаление воды из трубопровода поршнем-разделителем.

4.21. Результатыудаления воды следует считать удовлетворительными, если впереди контрольногопоршня-разделителя нет воды и он вышел не разрушенным. В противном случаенеобходимо дополнительно пропустить контрольный поршень-разделитель.

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

4.23. Давление газа(воздуха) в начале участка должно определяться в зависимости от перепада высотпо трассе, гидравлических потерь при движении воды и перепада давления напоршень.

4.24. Оптимальныеразмеры сливных патрубков определяют в зависимости от отношения длины кдиаметру этого патрубка (табл. 2).

Таблица 2

 

Отношение длины к диаметру сливного патрубка

 

< 100

 

100-500

 

500-1000

 

> 1000

 

Диаметр сливного патрубка, мм

 

300-400

 

400-600

 

600-700

 

700-800

 

4.25. 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 движения поршня- разделителя из узла пуска. Это предотвращает образование воздушных пробок иснижает давление воздуха (газа), необходимое для удаления воды.

4.26. При производстверабот в условиях низких температур поршни-разделители заранее запасовывают винвентарный узел пуска, подключенный к источнику воздуха или природного газа.Такое решение обеспечивает возможность быстрого подсоединения узла к трубопроводуи запуска поршней-разделителей. Эти поршни служат не только длязапланированного удаления воды, но и для аварийного освобождения от водыгазопровода при выявлении дефектов в процессе испытаний (разрывы, утечки идр.).

4.27. Контроль задвижением разделителей должен осуществляться по показаниям сигнализаторов,манометров, измеряющих давление в узлах пуска и приема поршней и другимиметодами.

4.28. Вода,использованная при испытании, первоначально сливается в резервуар, очищается итолько затем чистую воду сливают на местность (в реку).

Система очистки воды врезервуаре может предусматривать, например, отстаивание воды до начала слива вводоем (реку), использование гидрофобного вспученного перлита для сбора споверхности резервуара нефтепродуктов, сооружение котлована и слив воды из егосрединного слоя для защиты от подсоса загрязнений со дна и с поверхностирезервуара и др.

4.29. Сброс воды изрезервуара-отстойника в реку должен регулироваться краном на сливном патрубкетаким образом, чтобы:

- исключить превышениеуровня воды в реке выше допустимого, согласованного с местнойгидрометеорологической службой;

- обеспечить нормыпредельно допустимых сбросов загрязняющих веществ с отработанными водами вреку.

 

Обеспечениеэкологической безопасности при очистке полости и гидравлическом испытаниигазопроводов

4.30. Оценку воздействияпроцессов очистки полости и испытания газопроводов на окружающую среду следуетпроизводить на основе детального анализа используемых технологических операций:промывки, удаления загрязнений в потоке жидкости, испытания водой.

4.31. При промывке иудалении загрязнений в потоке жидкости производится сброс на местность большихобъемов загрязненной воды. Основной ущерб связан с загрязнением и засолениемгрунтов, кроме того может происходить растепление вечномерзлых грунтов, размывповерхностных грунтов водными потоками.

4.32. При гидравлическихиспытаниях ущерб окружающей среде может быть нанесен за счет отбора большихколичеств пресной воды из малых источников и за счет уничтожения живыхорганизмов, содержащихся в используемой для опрессовки воде, а также за счетразлива воды при разрушении газопровода. В случае слива воды на берегестественных водоемов или в овраги возможно развитие эрозионных процессов притечении потока воды.

4.33. Инструкция поочистке полости и испытанию газопровода должна включать специальный раздел"Охрана окружающей среды", содержащий требования к водозабору,очистке воды после промывки и испытания и сливу ее на местность.

4.34. В целяхобеспечения экологически безопасного водозабора в инструкции по очистке полостии испытанию газопровода следует предусмотреть:

- схему размещения итехническое описание водозаборного сооружения, оборудованного средствамирыбозащиты;

- состав воды висточнике;

- схему проведенияочистки полости и гидроиспытаний;

- привязку схемы очисткиполости и испытания газопроводов к водным объектам;

- расчет объема воды дляпромывки и испытания каждого участка;

- расчеты возможноговлияния на урез воды и экологию водоема (реки, озера и др.), из которогопроизводится водозабор, после изъятия необходимого для проведения промывки игидроиспытания газопровода объема воды.

4.35. Условия очисткиводы после промывки и испытания газопровода и ее слива в реку в указаннойинструкции должны отражать:

- состав загрязненныхвод, предназначенных для сброса в водоем (реку) после очистки полости ииспытания, соответствие концентрации загрязняющих веществ в воде предельнодопустимой концентрации;

- меры по предотвращениюразмыва грунта при сливе воды;

- технологию очисткизагрязненных вод от механических и органических загрязнений;

-состав воды вводоприемнике и его характеристика;

- меры по исключениювредного воздействия отработанных вод на водоприемники (реку, озеро);

- расчет объемарезервуара-отстойника и режима сброса воды в водоприемник;

- согласование отводаземли под резервуар-отстойник;

- меры по рекультивациидна резервуара-отстойника.

4.36. Требованияобеспечения экологической безопасности при разрыве газопровода в ходе испытанийвключают:

- обоснованиедопустимого уровня экологической опасности;

- экстренные меры позащите окружающей среды.

4.37. В специальномразделе "Охрана окружающей среды" Инструкции по очистке полости ииспытанию газопровода следует также отразить:

- ситуационный планиспытываемого участка газопровода с указанием мест размещения водозабора,резервуара-отстойника, постов наблюдения, аварийных бригад, охранной зоны;

- расчет количествагаза, выбрасываемого в атмосферу из участка при удалении воды газом послеиспытания;

- схему высотных отметокпо газопроводу;

- расчет времениосветления воды после промывки и гидравлического испытания;

- расчет предельнодопустимых сбросов загрязняющих веществ.

 

5. ОЧИСТКА ПОЛОСТИ И ИСПЫТАНИЕМАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ,

ПРОКЛАДЫВАЕМЫХ В ГОРНЫХ УСЛОВИЯХ

 

5.1. Испытаниегазопроводов, прокладываемых в горных условиях, рекомендуется осуществлятьотдельными участками комбинированным методом при условии, что вблизи от участканаходится по крайней мере один источник воды и источник газа (воздуха),давление в котором (создаваемое которым) меньше необходимого для испытания напрочность, так как при комбинированном методе давление внутри трубопроводасоздают двумя средами - природным газом (воздухом) и водой.

5.2. Комбинированныйметод используется в тех случаях, когда невозможно применение известныхметодов:

- пневматическогоиспытания природным газом - из-за отсутствия в районе строящегося газопроводаисточников газа, способных обеспечить подъем давления до испытательного;

- пневматическогоиспытания воздухом - из-за отсутствия в необходимом количестве мощных передвижныхкомпрессорных станций;

- гидравлическогоиспытания водой - из-за большой разности геодезических отметок отдельныхучастков газопровода, что ведет к необходимости деления и испытания короткихучастков и, следовательно, к увеличению объема работ и числа гарантийныхстыков.

5.3. Комбинированныйметод испытания участка газопровода включает следующие основные этапы:

- очистку полости;

- заполнениеиспытываемого участка природным газом или воздухом;

- заполнениеиспытываемого участка водой до испытательного давления на прочность;

- испытание напрочность;

- снижение давления домаксимального рабочего в верхней точке газопровода;

- проверку нагерметичность;

- удаление воды.

5.4. Очистка полостигазопровода проводится продувкой с пропуском очистного устройства.

5.5. Испытываемыйучасток заполняют природным газом от действующего газопровода или сжатымвоздухом от компрессорных установок в порядке, принятом для пневмоиспытания, досоздания в нем давления, равного давлению в действующем газопроводе илимаксимальному давлению нагнетания компрессора.

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

Заполнение производят сперемещением поршня-разделителя впереди потока воды для уменьшениясмесеобразования воды с газом и облегчения последующего удаления воды изгазопровода.

5.7. Давление прикомбинированном испытании на прочность должно быть равно (рис. 10);

- в верхней точке - 1,1Р;

- в нижней точке - непревышать давления, соответствующего минимальному нормативному пределутекучести материала трубы.

Продолжительностьвыдержки под этим давлением - 12 часов.

 

 

Рис. 10 График изменениядавления в газопроводе при комбинированном испытании:

1 - подъем давления; 2 -осмотр газопровода; 3 - испытание на прочность

(В - вода, Г - газ; внижней точке газопровода Р Р; в верхней точке газопровода Р =1,1 Р); 4 -снижение давления; 5 - проверка на герметичность

5.8. Протяженностьучастков, испытываемых комбинированным методом, назначается с учетом перепадавысот по трассе.

5.9. После испытанияучастка газопровода комбинированным методом из него необходимо:

- возвратить часть газав газопровод;

- удалить воду в дваэтапа:

- 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 газопроводу под давлением газаили воздуха по технологии, принятой для гидравлического испытания газопроводов.

 

6. ОЧИСТКА ПОЛОСТИ И ИСПЫТАНИЕ УЧАСТКОВГАЗОПРОВОДОВ

КАТЕГОРИИ В И I*

_______________

*Категории участковмагистральных газопроводов, в том числе участки, прокладываемые в стесненныхусловиях, определены СНиП 2.05.06-85 и уточнены приложением к письму МПС СССР иГГК "Газпром" от 12.10.90 № А-19235/РВ-705, согласованному письмом ГосстрояСССР от 24.09.90 № АЧ-1933-7.

6.1. Очистку полостипереходов газопроводов, прокладываемых через водные преграды с помощьюподводно-технических средств, проводят промывкой с пропуском поршней в процессеего заполнения водой для гидравлического испытания на первом этапе илипротягиванием очистного устройства в процессе производства сварочно-монтажныхработ.

6.2. Участкигазопроводов категории В и I магистральных газопроводов должны бытьпредварительно испытаны гидравлическим способом. После предварительногоиспытания на прочность участков газопроводов категорий В и I их проверяют нагерметичность под рабочим давлением в течение времени, необходимого для осмотраучастка, но не менее одного часа.

6.3. Переходы участковгазопроводов категории В и I через водные преграды, укладываемые с помощьюподводно-технических средств, судоходные и несудоходные с шириной зеркала водыв межень 25 м и более и прибрежные участки длиной не менее 25 м каждый (от среднемеженногогоризонта воды) и несудоходные с шириной зеркала воды в межень от 10 до 25 м врусловой части испытываются в три этапа:

- первый этап - послесварки на стапеле или площадке перехода целиком  или  отдельными  плетями -водой  на  давление Р = 1,5 Р, но не более давления,соответствующего минимальному нормативному пределу текучести материала трубы, втечение 6 ч;

- второй этап - послеукладки перехода - водой на давление 1,25 Р в течение 12 ч;

- третий этап -одновременное испытание со всем участком газопровода.

6.4. Переходы подземныеи надземные участков газопровода категории I через водные преграды,укладываемые без помощи подводно-технических средств, несудоходные с ширинойзеркала воды в межень 25 м и более в русловой части и прибрежные участки длинойне менее 25 м каждый ( от среднемеженного горизонта воды); несудоходные сшириной зеркала воды в межень от 10 до 25 м в русловой части; горные потоки(реки); узлы пуска и приема очистных устройств, а также примыкающие к нимучастки газопроводов длиной до 100 м, участки между охранными кранами, узлыподключения, всасывающие и нагнетательные газопроводы компрессорных станций(КС), станций подземного хранения газа (СПХГ), установок комплексной подготовкигаза (УКПГ), дожимных компрессорных станций (ДКС) и головных сооружений, атакже газопроводы собственных нужд от узла подключения до ограждения территорииуказанных сооружений; газопроводы, примыкающие к секущему крану узлов замерарасхода газа (УЗРГ) и пунктов редуцирования газа (ПРГ) длиной 250 м в обестороны испытывают в два этапа:

- первый этап - послеукладки или крепления на опорах водой давлением 1,25 Р в течение 12 ч;

- второй этап -одновременное испытание со всем участком газопровода.

6.5. Испытание переходовгазопроводов категории В через железные и автомобильные дороги и примыкающие кним участки трубопроводов категории I следует производить в три этапа:

- первый этап -гидравлическое испытание перехода газопровода категории В после его укладки напроектную отметку давлением 1,5 Р (но не более давления,соответствующего минимальному нормативному пределу текучести материала трубы) втечение 6 ч;

- второй этап -гидравлическое испытание перехода газопровода категории В с примыкающимиучастками категории I давлением 1,25 Р в течение 12 ч;

- третий этап -одновременное испытание перехода и примыкающих участков со всем участкомгазопровода.

6.6. Испытание переходовгазопроводов категории I через железные и автомобильные дороги (газопроводы,прокладываемые в кожухе) следует производить в два этапа:

первый этап -гидравлическое испытание перехода газопровода после укладки на проектнуюотметку давлением 1,5 Р (но не более давления,соответствующего минимальному нормативному пределу текучести материала трубы) втечение 6 ч;

второй этап -одновременное испытание перехода со всем участком газопровода.

6.7. Участки категории Влинейной части трубовпроводов, прокладываемые в стесненных условиях, следуетиспытывать гидравлическим способом в два этапа:

-  первый этап - послеукладки на проектную отметку давлением 1,5 Р (но не более давления,соответствующего минимальному нормативному пределу текучести материала трубы) втечение 6 ч;

- второй этап -одновременно со всем участком газопровода.

6.8. Магистральныегазопроводы, прокладываемые в горной местности, при укладке их в тоннелях;пересечения газопроводов с нефтепроводами, нефтепродуктопроводами, водоводами,канализационными коллекторами, подземными, наземными и надземными оросительнымисистемами и между собой многониточных магистральных газопроводов диаметромболее 1000 мм и давлением 7,5 МПа (75 кГс/см) и выше в пределах 20 м по обестороны от пересекаемой коммуникации; пересечения газопровода с воздушнымилиниями электропередачи напряжением 500 кВ и более, а также узлы подключения кгазопроводу испытывают в два этапа:

- первый этап - доукладки или крепления на опорах водой давлением 1,5 Р в течение 6 ч;

- второй этап -одновременное испытание со всем участком газопровода.

6.9. Трубопроводыкатегории В в пределах территории ПРГ линейной части газопроводов испытываютводой давлением 1,5 Р в течение 24 ч.

6.10. Трубопроводыкатегории В и I , расположенные внутри зданий и в пределах территории КС, СПХГ,ДКС, ГРС, УЗРГ, а также трубопроводы топливного и пускового газа испытываютводой в один этап совместно с установленным оборудованием давлением 1,25 Р в течение 24ч.

6.11. Газопроводы и ихучастки категории I, II, III, IV, кроме указанных в пп. 7.3 - 7.10, испытываютв один этап одновременно со всем газопроводом.

 

7. ОСУШКА ПОЛОСТИ ГАЗОПРОВОДОВ

 

7.1. После механическогоудаления воды из газопровода поршнями-разделителями на стенках труб, вмикронеровностях, может оставаться водяная пленка. При заполнении продуктом иэксплуатации газопроводов оставшаяся влага способствует образованиюкристаллогидратов, в результате чего снижается их пропускная способность.Поэтому по требованию заказчика полость газопровода следует дополнительноосушить, хотя эта операция и не предусмотрена действующими нормативными документамина строительство трубопроводов.

7.2. Осушку полостиследует производить по специальной инструкции, согласованной с органаминадзора, проектной организацией, заказчиком, генподрядной строительнойорганизацией и утвержденной эксплуатирующей организацией. Инструкция должнапредусматривать мероприятия, направленные на снижение паровоздушной фазы втрубопроводе, предупреждение гидратообразования.

7.3. Осушку полостигазопровода рекомендуется производить сухим природным газом, сухим воздухом,подаваемым в трубопровод генераторами сухого сжатого воздуха (см. прил. 3) илипропуском метанольной пробки.

7.4. Контроль процессаосушки осуществляют по показаниям датчиков влажности воздуха (психрометра),устанавливаемых в конце осушаемого участка газопровода.

7.5. В процессециркуляции сухого сжатого воздуха (газа) по газопроводу следует периодическипропускать поршни-разделители, которые будут "размазывать"скопившуюся на нижней образующей газопровода воду по поверхности трубы,обеспечивая повышение эффективности осушки. Подачу сухого сжатого воздуха ипропуски поршней-разделителей необходимо повторять до тех пор, пока в концеучастка не будет достигнута необходимая степень влажности. Замерять влажностьследует через регулярные промежутки времени.

7.6. Для осушки полостигазопровода с использованием метанола в камеру запуска запасовывают по меньшеймере два поршня-разделителя, подают во внутритрубное пространство между нимирасчетное количество водопоглощающей среды - метанола и осуществляют пропускуказанного "поезда" под давлением сухого сжатого воздуха (газа) доего прихода в камеру приема поршней.

Число метанольных пробокопределяется инструкцией в зависимости от протяженности участка, рельефаместности и количества оставшейся в газопроводе влаги.

7.7. Осушка считаетсязаконченной, когда содержание влаги в осушаемом газе не превысит содержаниявлаги в транспортируемом природном газе (примерно 20 г/м сухого газа).

 

8. ВНУТРИТРУБНАЯ ДИАГНОСТИКА

 

8.1. Внутритрубнаядиагностика газопроводов проводится по договоренности с заказчиком с цельюобнаружения нарушения их формы и механических повреждений стенок труб(овальность, вмятины и др.), дефектов коррозионного происхождения, трещин всварных соединениях и стенках труб, а также фиксирования фактическогопространственного положения трубопровода и его отклонения от проектного.

По результатам расшифровки данных внутритрубной диагностики дается общая оценка исходного(базового) технического состояния газопровода перед вводом в эксплуатацию.

8.2. Внутритрубнуюдиагностику газопроводов проводят путем пропуска по нему специальных снарядов иосуществляют в последовательности:

- магнитный очистнойпоршень-шаблон для сбора металлических предметов, случайно попавших в полостьгазопровода, и проверки возможности пропуска инспекционных дефектоскопов;

- снаряды для выявлениякоррозионных дефектов, обнаружения трещин в стенках и сварных соединениях труб,пространственного положения газопровода.

8.3. Конструкциялинейной части газопровода должна обеспечивать возможность проведениявнутритрубной диагностики, в том числе иметь:

- камеры запуска иприема внутритрубных устройств;

- постоянный внутреннийдиаметр и равнопроходную линейную арматуру без выступающих внутрь газопроводаузлов и деталей, а также сварочного грата, подкладных колец;

- минимальный радиусизгиба газопровода не менее пяти его диаметров;

- решетки натройниках-врезках отводов, перемычек газопровода, исключающие попаданиевнутритрубных устройств в ответвления;

- самостоятельные узлыпуска и приема внутритрубных устройств на участках переходов газопровода черезестественные и искусственные препятствия, диаметр которых отличается отдиаметра основного газопровода;

- сигнальные приборы,маркерные устройства, регистрирующие прохождение внутритрубных устройств,установленные в узлах пуска, приема и промежуточных пунктах на газопроводе.

8.4. Внутритрубнуюдиагностику газопровода следует выполнять по специальной инструкции, котораядолжна предусматривать организацию работ по пропуску диагностических устройств,технологию их пуска и приема, методы и средства контроля за прохождением диагностическихустройств, требования безопасности и противопожарные мероприятия.

8.5. Внутритрубнаядиагностика газопровода проводится в потоке воздуха, природного газа или воды.Режим работы компрессорной (подача газа, воздуха) или насосной (подача воды)станции должен быть согласован с оптимальными параметрами перемещениядиагностического устройства.

8.6. В общем случае всостав основных работ по внутритрубной диагностике входят (в порядкепоследовательности их выполнения):

- подготовка газопроводак про

пуску внутритрубногоустройства;

- запасовкавнутритрубного устройства в камеру запуска;

- пропуск внутритрубногоустройства под давлением транспортируемого газа (воздуха, воды) с записьюинформации о техническом состоянии газопровода в памяти устройства;

- приемка внутритрубногоустройства в камере приема;

- расшифровка полученнойинформации.

 

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

 

Формы актов о производстве и результатах

очистки полости и испытаний газопроводов

 

Форма № 1

 

А К Т  №

очистки полости магистральногогазопровода

 

    "______" _____________ 199 г.

     Населенныйпункт_____________________________________________________

    

    Наименование газопровода_____________________________________________

    

     Мы, нижеподписавшиеся,председатель и члены комиссии по очистке полости

и испытаниюгазопровода, назначенной приказом______________________________

___________________________________________________________________________

                           (наименование организации)

от______________№__________всоставе_______________________________________

___________________________________________________________________________

                       (должность, фамилия, имя, отчество)

___________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________

составили настоящий  акт  о  том, что  строительно-монтажной  организацией

________________________________________________________________________при

участии____________________________________________________________________

выполнена_________________________________________________________________

(способ очисткиполости - продувка, промывка с пропуском очистного поршня)

___________________________________________________________________________

очистка полостиучастка от ПК _______ км __________ до ПК ________ км _____.

     Очисткаполости выполнена в соответствии с действующим СП.

    

     Во времяочистки полости отказов не было.

    

    Участок      газопровода,  указанный  в настоящем акте, следует считать

прошедшимочистку полости.

 

Председателькомиссии ______________________________________________________

                                         (подпись)

Членыкомиссии_____________________________________________________________

                                   _______________________________________

                                   _______________________________________

 

Форма  № 2

 

А  К  Т   №

испытания магистрального газопровода напрочность

и проверки на герметичность

 

    "_____" ___________ 199 г.

    

     Населенныйпункт __________________________________________________

    

    Наименование газопровода___________________________________________

    

     Мы,нижеподписавшиеся, председатель и члены комиссии по очистке

полости ииспытанию газопровода, назначенной приказом___________________

                                             (наименование организации)

от___________________№_____________всоставе____________________________

________________________________________________________________________

                  (должность, фамилия, имя, отчество)

составилинастоящий акт о том, что в период с___________________________

по____________________________199 г. строительно-монтажной организацией

________________________________________________________________________

приучастии_____________________________________________________________

выполнено_______________________________________________________________

(способиспытания - гидравлический, пневматический газом или воздухом,

комбинированный)

________________________________________________________________________

испытание напрочность и проверка на герметичность участка от

ПК________км________до ПК ________________ км _______________.

    

     Рабочее  давление   на   участке  газопровода составляет по проекту

__________ МПа(кГс/см),а давление в нижней точке испытываемого участка

на ПК________________ км ___________ составляет по проекту _____________

МПа (кГс/см).

     Испытание на  прочность  и  проверка  на  герметичность  проведены в

соответствии сдействующим СП:

     на прочность  давлением  в  нижней  точке _______МПа  (кГс/см), а в

верхней точке(ПК_______км_______ ) _________ МПа (кГс/см);

    

     на герметичность  давлением __________________ МПа (кГс/cм) в точке

(ПК _______ км__________).

    

     Для замерадавлений при испытании на прочность и проверке на

герметичностьиспользованы технические манометры класса точности __________

с диаметромшкалы __________ мм, установленные на ПК __________________ км

__________________________________________________________________________.

                      (№ 1, 2 и т.п.)

    

     Во времяиспытания газопровода на прочность отказов (разрывы,

утечки и т.д.)____________________________________________________________.

                    (не произошло, произошло)

   Участокгазопровода, указанный в настоящем акте ________________________

                                               (после устранения отказов)

считатьвыдержавшим испытание на прочность и герметичность.

 

Председателькомиссии_______________________________________________________

                                         (подпись)

Члены комиссии_____________________________________________________________

                           ________________________________________________

                           ________________________________________________

 

Форма  №3

АКТ  №

удаления воды после гидравлическогоиспытания

магистрального газопровода

    "_____" ____________ 199 г.

    

     Населенныйпункт_____________________________________________________

    

    Наименование газопровода______________________________________________

    

     Мы,нижеподписавшиеся, председатель и члены комиссии по очистке полости

и испытаниюгазопровода, назначенной приказом_______________________________

____________________________________________________________________________

                             (наименование организации)

от___________________ № _________________ в составе _________________________

______________________________________________________________________________

                         (должность, фамилия, имя, отчество)

______________________________________________________________________________

______________________________________________________________________________

______________________________________________________________________________

составилинастоящий акт о том, что в период с ________________________________

по____________________ 199 г. строительно-монтажной организацией

______________________________________________________________________________

приучастии___________________________________________________________________

выполненоудаление воды после гидравлического испытания

______________________________________________________________________________

         (числоэтапов процесса; количество и тип поршней-разделителей,

______________________________________________________________________________

при помощикоторых шел процесс удаления воды)

на участке отПК_________км_________ до ПК _________ км _____________________.

    

     Удалениеводы из газопровода после гидравлического испытания произведено в

соответствии сдействующим СП.

    

     Результатыудаления воды считаются удовлетворительными.

    

     Участокгазопровода, указанный в настоящем акте, следует считать полностью

освобожденным отводы.

Председателькомиссии___________________________________________________________

                                     (подпись)

Членыкомиссии__________________________________________________________________

                                    ___________________________________________

                                    ___________________________________________

                                    ___________________________________________

 

Форма № 4

 

АКТ   №

предварительной очистки газопроводаметодом

протягивания очистного устройства

 

    "______" __________ 199 г.

    

     Населенныйпункт_____________________________________________________

    

    Наименование газопровода______________________________________________

     Мы,нижеподписавшиеся, представитель строительно-монтажной организации

___________________________________________________________________________

и представительзаказчика _________________________________________________

составилинастоящий акт о том, что строительно-монтажной организацией

___________________________________________________________________________

               

выполненапредварительная очистка полости газопровода методом протягивания

____________________________________________________________________________

                         (тип очистного устройства)

в процессесборки и сварки__________________________________________________

                                            (секций или труб)

в ниткугазопровода от __________ ПК ________ км до __________ ПК ________км.

    

    Предварительная очистка полости проведена в соответствии с действующим СП.

    

    Результаты   проведения    очистки    полости    протягиванием   считаются

удовлетворительными.

    

     Участок,указанный в настоящем акте, следует считать прошедшим

предварительнуюочистку полости. 

Представительстроительно-монтажной организации________________________________

                                                     (подпись)

ПредставительЗаказчика________________________________________________________

 

Форма № 5

 

АКТ  №

предварительного испытания кранового узла

запорной арматуры на ПК/км газопровода

______________________________________________________

(название объекта)

 

  Мы,нижеподписавшиеся, представитель строительно-монтажной организации

___________________________________________________________________________

и представительзаказчика__________________________________________________

составили настоящий  акт о том,  что   проведено предварительное испытание

кранового узлазапорной арматуры на ПК/км  ____________________ газопровода

___________________________________________________________________________

                          (название объекта)

___________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________

смонтированногосогласно проекту и требованиям СНиП III-42-80.

___________________________________________________________________________

   Испытание производилось давлением,  равным _________ Р с выдержкой в

течение ____________часов.

При этомзафиксировано:____________________________________________________

___________________________________________________________________________

    

     Прииспытании падения давления не обнаружено.

    

     Поокончании испытания на прочность  давление снижено до _______ МПа и

произведен осмотр  узла. При  осмотре  дефектов  и  утечек  не  обнаружено

_________________________________________________________________________.

    

     На основании  вышеизложенного  следует считать крановый узел запорной

арматуры___________________________________________________________________

                    (выдержавшим, не выдержавшим)

___________________________________________________________________________

предварительноегидравлическое испытание.   

 

Представительстроительно-монтажной  организации __________________________

                                                      (подпись)

Представительзаказчика ___________________________________________________

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

 

Варианты комплексного производства работ

по очистке полости и испытаниюмагистральных

газопроводов, прокладываемых в условиях

вечной мерзлоты

 

1. Основной варианткомплексного производства работ по очистке полости и испытанию магистральныхгазопроводов, прокладываемых в условиях вечной мерзлоты, в целомпредусматривает (табл. 3):

- предварительнуюочистку полости протягиванием очистного устройства в процессе сборки и сваркитруб в нитку газопровода;

- безресиверную продувкувоздухом, подаваемым непосредственно от мобильных компрессоров на базеавиадвигателей (ВН 002-88 ВНИИСТ), отдельных участков в направлении КС;

- испытание отдельныхучастков воздухом ( с перепуском и перекачиванием воздуха из участка в участок)или природным газом.

2. Резервный вариант дляпервой нитки системы газопроводов в случае задержки ввода КС и отсутствияприродного газа нужного давления предусматривает испытание газопровода сжатымвоздухом от передвижных компрессоров с перепуском и перекачиванием его из участкав участок.

3. Резервный вариант длявторой и последующих ниток системы газопроводов предусматривает окончательнуюочистку полости и испытание с использованием природного газа:

- отдельными участками сотбором газа от действующей нитки в направлении КС;

- целиком газопроводамежду двумя КС.

4. Безресивернаяпродувка магистрального газопровода возможна по двум вариантам:

4.1. Вариант № 1: сразбивкой газопровода на четыре участка продувки. На первом этапе проводятоднократную продувку с пропуском поршня по одному участку, непосредственноприлегающему к соответствующей компрессорной станции. Протяженность этихучастков определяют, исходя из конкретных условий строительства.

Предварительную продувкуна каждом участке проводят по мере их готовности, независимо друг от друга, внаправлении КС.

На втором этапеперебазируют компрессорную установку на базе авиационного двигателя примерно всередину между двумя КС и производят трехкратную продувку в оба конца понаправлению к компрессорным станциям. При этом в обоих случаях поршень движетсясначала по неочищенному участку, а затем по предварительно очищенному продувкойучастку и приходит в камеру приема поршней.

Протяженность участковпродувки определяется конкретными условиями и схемой строительства, готовностьюучастков.

4.2. Вариант № 2: сразбивкой на три участка продувки. На первом этапе проводят продувку спропуском поршня по одному участку, прилегающему к каждой компрессорнойстанции:

- один из участковпредварительно один раз;

- другой участококончательно трижды.

На втором этапе проводяттрехкратную продувку наращенного участка. При этом аналогично второму этапуварианта № 1 каждый из трех поршней очищает сначала предварительно не очищенныйпродувкой участок, затем предварительно продутый участок.

Последовательностьпродувки прилегающих к КС участков, протяженность участков продувкиопределяются конкретными условиями и схемой строительства, готовностьюучастков.

5. При любомплан-графике и условиях строительства один из двух вариантов продувкиобеспечивает очистку полости магистрального газопровода между двумя компрессорнымистанциями.

Вариант № 1организационно сложнее варианта № 2, однако он обеспечивает при прочих равныхусловиях на каждом этапе:

- меньшее времяоднократной продувки и, следовательно, меньшее единовременное тепловоевоздействие на очищаемый трубопровод и прилегающий слой грунта;

- более равномернуюконтролируемую скорость перемещения поршня и, следовательно, более полную икачественную очистку, меньший объем продуктов очистки, единовременнопоступающих в камеру приема поршней и загрязнений.

Для магистральныхгазопроводов Ямал-Европа на участке км 0 (КС Бованенковская) - км 136 (КСБайдарацкая) основным следует считать вариант № 1, резервным - вариант № 2.

Для магистральногогазопровода-подключения от Харасавэйского месторождения до КС Бованенковская(110 км) основными можно считать и вариант № 1, и вариант № 2 ( см. табл. 3).

Таблица 3

 

Варианты комплексного производства работпо очистке полости

и испытанию магистральных газопроводов наполуострове ямал

 

Вариант и область его применения

Очистка полости

Испытание на прочность и герметичность

Основной вариант

В целом для магистрального газопровода КС Бованенковская - КС Байдарацкая и газопровода - подключения Харасавэйское - КС Бованенковская

Предварительная - протягиванием

Окончательная - безресиверной трехкратной

продувкой с пропуском поршня под давлением сжатого воздуха, подаваемого непосредственно от мобильных компрессоров на базе авиационных двигателей, отдельными участками в направлении КС

Отдельными участками: воздухом с перепуском и перекачиванием из участка в участок; природным газом после ввода в действие агрегатов охлаждения и газоперекачивающих агрегатов на КС

 

Резервный вариант

Для первых ниток обоих газопроводов

Предварительная - протигиванием

Окончательная - безресиверной трехкратной

продувкой с пропуском поршня под давлением сжатого воздуха, подаваемого непосредственно от мобильных компрессоров на базе авиационных двигателей, отдельными участками в направлении КС

Весь газопровод отдельными участками воздухом с перепуском и перекачиванием из участка в участок

 

Резервный вариант

Для второй и последующих ниток обоих газопроводов

Предварительная - протягиванием

Окончательная - трехкратной

продувкой с пропуском поршня под давлением природного газа: отдельных участков с отбором газа от действующей нитки в направлении КС; целиком газопровода между двумя КС

Весь газопровод природным газом

 

 

ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА ДЛЯ ОЧИСТКИ ПОЛОСТИ

И ИСПЫТАНИЯ ГАЗОПРОВОДОВ

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

 

КОМПРЕССОРНЫЕ УСТАНОВКИ НА БАЗЕ

АВИАЦИОННЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ

 

Для продувкигазопроводов воздухом следует применять компрессорные установки на базеавиационных двигателей, указанные в табл. 4.

 

 

Таблица 4

 

Техническая характеристика компрессорныхустановок

 

Марка компрес-

сорной установки

Произво-

дительность, м/мин

Давление нагне-

тания,

МПа

 

База

Про-

изво-

дитель-

ность от двига-

теля

Мощ-

ность двига-

теля

 

Размеры, м

 

Мас-

са, т

 

УКП-5

 

800

 

0,6

Блок-

бокс

Изделие

95

35000

(кВт)

5,2х2,0х2,2

4,2х2,2х2,2

 

6,5

 

УКП-9

 

1000

 

1,1

Блок-бокс

Изделие

89

49000

(кВт)

5,2х2,0х2,2

4,2х2,2х2,2

 

7,0

 

 

 

ПРИБОРЫ ПОИСКА УТЕЧЕК

Система контроля утечек  газа"Обзор-2"

 

Предназначена длядистанционного контроля герметичности магистральных газопроводов с бортавертолета путем обнаружения зон повышенного содержания метана в атмосфере.

Система, устанавливаемаяна летательных аппаратах, представляет собой двухволновый лазерный локаторутечек метана, использующий пороговую систему измерения, и располагает наборомтехнических средств, обеспечивающих возможность оперативного поиска утечек газаиз магистральных газопроводов. При превышении заданного уровня интегральногосодержания метана в просвечиваемом лазерным излучением слое атмосферы междулетательным аппаратом и земной поверхностью система выдает сигнал.

Техническая характеристика системы"Обзор-2"

     - Точностьопределения положения утечек, м ................. +10

    

     -Минимальная обнаруживаемая величина интегрального

      содержанияметана в зондируемом слое атмосферы, % об.м....... 0,1

    

     -Минимальная интенсивность обнаруживаемых утечек

     (прискорости полета 60-120 км/ч),м/сут....................100-200

    

     - Высотаполета летательного аппарата, м ....................30-70

    

     -Производительность обследования за смену (7 ч), км .......400-500

    

     Разработчики изготовитель - ДАО "Газавтоматика".

    

СИСТЕМА ДЛЯ ДИСТАНЦИОННОГО ОБНАРУЖЕНИЯУТЕЧЕК  ГАЗА

"МАГ-1"

 

Предназначена длядистанционного обнаружения утечек газа из магистральных газопроводов с борталетательного аппарата.

Система представляетдвухволновый лазерный локатор с пороговым принципом сигнализации.

Блочно-модульнаяструктура системы обеспечивает простоту монтажа и демонтажа на борту носителя.Рекомендуемые носители: вертолеты Ми-2, Ми-8, самолет АН-2.

Техническая характеристика системы"МАГ-1"

 

     - Скоростьобследования, км/ч ............................. 60-120

    

     - Высотаполета, м ........................................300+100

    

     -Минимальная обнаруживаемая концентрация

      метана, %об.м, не более .................................  0,1

    

     - Точностьопределения положения утечки, м ................  +10

    

     -Минимальная интенсивность обнаруживаемых утечек, м/сут..100-200

    

     -Энергопотребление системы от бортовой сети постоянного

      токанапряжения 27 В, Вт, не более ........................  400

    

     - Габариты,системы, мм ................................ 1350х650х450

    

     - Массасистемы, кг, не более .............................    70

    

Разработчик -"Газприборавтоматика".

 

Наполнительные и опрессовочные агрегаты

 

Для промывки ипредварительного гидравлического испытания переходов газопроводов через водныепреграды следует использовать наполнительные и опрессовочные агрегаты,приведенные в табл. 5 и 6, или аналогичные им по техническим характеристикам.

Таблица 5

    

Наполнительные агрегаты

 

Марка

агрегата

Марка

насоса

Производительность агрегата при наполнении, м

Напор при наполнении, м вод. ст.

Мощность двигателя,

л.с.

Масса, т

АН-501

ЦН400

210

480

138

500

8,3

АСН-1000

ЦН1000-

180-2

1000

180

900

20,0

    

 Таблица 6

    

Опрессовочные агрегаты

 

Марка

агрегата

Марка

насоса

Производительность агрегата при опрессовке, м

Давление при опрессовке, МПа

Мощность двигателя,

л.с.

Масса, т

АО161

9МГр-73

22,6

13

130

8,0

Азинмаш-

32

1НП-160

12-51

16-4

100

15,1

ЦА-320М

18,4-82,2-

18,2-4

180

17,2

    

    

Комплект оборудования

 

При отрицательныхтемпературах следует применять комплект оборудования в блочном исполнении дляочистки полости и гидравлического испытания газопроводов. Комплект оборудованиявключает два наполнительных (АН 501) и два опрессовочных агрегата (АО 161),смонтированных вместе с запорной арматурой и обвязкой в индивидуальныхобогреваемых утепленных блок-укрытиях,  вагон-домик для отдыха бригады поиспытанию, системы отопления и освещения.

 

Техническая характеристика

 

  Производительность, м/ч:

    

     - принаполнении ......................................  900-450

    

     - приопрессовке ......................................    42

    

     Напор принаполнении, м вод.ст ........................  138-240

    

     Давлениепри опрессовке, МПа ..........................   до 16

    

     Общаямасса, т ........................................     77

    

Комплектно-блочноеисполнение, укрытие и обогрев агрегатов, дублирование систем запуска насосов,использование оптимальных схем обвязки насосных агрегатов обеспечивает высокуюэффективность и надежность оборудования в работе как при положительных, так ипри отрицательных температурах наружного воздуха или грунта на уровне заложениягазопровода, сокращает на 60% объем сварочно-монтажных работ и на 40% общеевремя очистки полости и испытания.

 

Поршни-разделители

 

Для очистки полостигазопроводов промывкой и вытеснением загрязнений в потоке удаляемой изгазопровода воды следует применять поршни-разделители, основные технологическиепараметры которых приведены в табл. 7.

 

Таблица 7

    

    

Основные технологические параметрыпоршней-разделителей

 

Поршень-разделитель

Условный диаметр, мм

Максимальная скорость перемещения км/ч

Максимальный перепад давления на поршне, Мпа

Предельная длина участка одного пропуска поршня, км

Поршни-разделители эластичные манжетные ДЭК-РЭМ

 

1420

 

10

 

0,03-0,05

 

100

 

Поршни-разделители манжетные ПР

 

1420

 

15

 

0,04-0,05

 

200

 

Очистные поршни-разделители ОПР-М

 

1420

 

10

 

0,04-0,05

 

100

    

    

Генератор сухого сжатого воздуха ГССВ

 

ГССВ состоит из двухосновных блоков - блока генерации сжатого воздуха ГСВ и блока оборудования дляосушки сжатого воздуха ООСВ.

В блок ГСВ входитмодернизированная компрессорная установка УКП-5.

 

Основные характеристики установки ГСВ

 

    Максимальная производительность, кг/с (м/мин)............. 15(750)

    

    Максимальное давление воздуха, кГс/см....................   7

    

     Превышениетемпературы сжатого воздуха над

    температурой атмосферного воздуха, °С, не более ..........   35

    

     Габариты, м..............................................  9х3х3

    

     Масса,т..................................................   12

    

     Расходдизельного топлива, т/ч ...........................   2,8

    

    

Основные характеристики ООСВ

 

     Габариты,м..............................................6,0х2,2х2,2

    

     Масса, т................................................      8

    

Основные характеристики ГССВ при работе врежиме осушки

 

    Максимальная производительность, кг/c (м/мин).............   10 (500)

    

    Влагосодержание воздуха, г/кг .............................    0,64

                                                      (точка росы - 20 °С)

    

    Максимальное давление воздуха, кГс/см....................    3,8+0,5

    

     Превышениетемпературы сухого сжатого воздуха над

    температурой атмосферного воздуха, °С, не более ..........     35

    

 

Устройства для внутритрубногообследования

 

Магнитные очистные поршни-шаблоны ПМО1

 

Магнитные очистныепоршни-шаблоны выполняют функцию металлосборщиков, очищая полость трубы отметаллических предметов, окалины, огарков  сварочных электродов и пр.Габаритные размеры и конструкция магнитных поршней идентичны соответствующиммагнитным снарядам, что позволяет поршням играть роль шаблона.

Техническая характеристика ПМО1

 

     Диаметр,мм  ................................................  1400

    

     Длина, мм...................................................  1900

    

     Масса, кг...................................................  2000

    

     Скоростьдвижения, м/с ......................................  8,0

    

     Проходноесечение ........................................... 0,85 D

Разработчик иизготовитель - ПО "Спецнефтегаз".

 

Скребки очистные и снаряды-калибры

 

Скребки очистныепредназначены для очистки полости трубопровода от грязи, мусора и другихпосторонних предметов.

Снаряды-калибрыпозволяют определить реальное минимальное проходное сечение обследуемогоучастка по величине загиба металлических лепестков калибровочного диска,обеспечивают подготовку участка к пропуску инспекционныхснарядов-дефектоскопов.

Разработчик иизготовитель - ПО "Спецнефтегаз".

 

Приборный комплекс дефектоскоп типа ДМТ1(ДМТ2)

 

Предназначен длявнутритрубного периодического и выборочного диагностирования магистральныхтрубопроводов. Комплекс работает с использованием принципа рассеиваниямагнитного потока. Выявляет коррозионные дефекты, поперечные трещины,эрозионный износ и другие дефекты, связанные с потерей металла в стенкетрубопровода, а также поперечные сварные швы, вмятины, элементы обустройства(краны, отводы, тройники).

Отличаются повышеннойразрешающей способностью, увеличенным объемом регистрируемой информации.Приспособлены для встраивания байпасного устройства регулирования скоростидвижения, что позволяет не изменять режимов перекачки газа при инспектированиигазопроводов.

Техническая характеристика дефектоскопаДМТ1 (ДМТ2)

 

     Диаметрконтролируемого трубопровода, мм ...................   1420

    

     Минимальноепроходное сечение трубопровода ............... 0,9 D (0,85 D)

    

     Масса, кг...............................................      3500

    

     Длина, мм...............................................      3985

    

    Максимальная скорость движения, м/с .....................      5 (5)

    

     Параметрывыявляемых дефектов:

    

     - размеры,t (толщины стенки)............................  3tх3t (3tх3t)

    

     - глубина,t.............................................  0,15t (0,15t)

    

     Ширинаполосы контроля, мм ..............................    37 (45)

    

     Минимальныйрадиус поворота.............................    3 D (3 D)

Разработчик иизготовитель - ПО "Спецнефтегаз".

 

Дефектоскоп "Лайналог"

 

Предназначен длявыявления коррозийных повреждений, эрозионного износа, поперечных трещин идругих повреждений в стенках трубопроводов.

Техническая характеристика дефектоскопа"Лайналог"

 

     Наружныйдиаметр, мм.........................................  1420

     

     Длина,м.....................................................   4,5

    

     Масса,кг....................................................  7422

    

     Допустимыйдиапазон температур для транспортировки

     снаряда,°С........................................ от - 50 до + 70

    

     Рабочеедавление в трубопроводе, кГс/см........... min 30, max 100

    

     Рабочийдиапазон температур в трубопроводе, °С...... от - 15 до + 60

    

     Скоростьперемещения снаряда, км/ч................ min 0,8, max 11,3

    

     Срок службыбатарей, ч ..........................................50

Разработчик иизготовитель - "Тьюбоскоп", США.

 

Приборный комплекс дефектоскоп"MAGNESCAN HR"

 

Предназначен дляопределения внутренней и внешней потери металла труб. Дефектоскоп работает сиспользованием принципа рассеивания магнитного потока. Датчики расположены повсей окружности и охватывают всю стенку трубы. Отклонения магнитного поля вместах аномалий или дефектов записываются. Осуществляется четкое разрешениевнутренней и внешней потери металла, а остаточная толщина стенки может бытьпредставлена в процентах от номинальной толщины стенки.

Данные подвергаютсяцифровой обработке и записываются. После диагностического обследования данныеподвергаются интерпретации с использованием мошных персональных компьютеров.Данные предоставляются в виде списка характерных особенностей и графических изображенийс условной цветопередачей в виде распечатки или файла данных.

Техническая характеристика дефектоскопа"MAGNESCAN HR"

 

     Номинальныйдиаметр, мм........................................1420

    

     Количестводатчиков, шт ....................................... 108

    

    Максимальное давление, МПа ....................................  10

    

     Диапазонрабочих температур, °С............................... 445

    

    Максимальная толщина стенки, мм ..............................   25

    

     Скоростьдвижения прибора, м/с ............................... 0,7-4,0

    

     Наименьшийрадиус углов поворота ............................. R = 3 D

    

     Минимальнаяглубина дефекта................................... 10%

                                                                толщины стенки

    

     Минимальныйразмер дефекта (длина)............................ две толщины

                                                                   стенки

    

     Точностьизмерения глубины

     дефекта.......................................................+10%

                                                                 номинальной

                                                                 толщины стенки

    

     Точностьопределения места расположения трещины

     отреперного сварного шва, м ..................................+0,5

    Разработчик и изготовитель - "Pipetronix", Германия.

    

    

Комплекс "CALIPER"

 

Предназначен дляинспекции трубопроводов на наличие вмятин, овальностей, поперечных сварных швови изменений толщины стенки с помощью механических датчиков.

Техническая характеристика комплекса"CALIPER"

 

     Диаметр, мм.................................................. 1420

    

     Общая длина.................................................. 1,8 D

    

     Минимальныйдиаметр прохода................................... 0,75 D

    

    Чувствительность измерительной системы:

    

     -шероховатость............................................... 0,002 D

    

     - изменениетолщины стенки.................................... 0,001 D

    

     Измерительнаясистема пути.................................... два дисковых одометра

    

     Точностьизмерения пути, %.................................... +0,1

    

     Локальнаяточность между маркерными точками или

     впромежутках между двумя сварными швами, %................... 0,1

    

    Максимальное давление в процессе работы, МПа.................. 10

    

    Максимальный пробег в газопроводе, км......................... 250

    

    Максимальное расстояние регистрации, км ...................... 250

    

     Минимальныйрадиус углов поворота............................. R = 3 D

Разработчик иизготовитель -  "Pipetronix", Германия.

Для внутритрубнойдиагностики могут быть использованы инспекционные снаряды других фирм, имеющихопыт в освидетельствовании магистральных трубопроводов.    

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕ 4

 

Основные термины и понятия

 

Очистка полостигазопровода - удаление поверхностного рыхлого слоя продуктов коррозии иокалины, а также случайно попавших при строительстве внутрь газопровода грунта,воды и различных предметов.

Протягивание - очисткаполости газопровода механическим очистным устройством непосредственно впроцессе сборки и сварки отдельных труб или секций в нитку газопровода.

Продувка - очисткаполости газопровода с пропуском поршня под давлением сжатого воздуха или газа.

Промывка - очисткаполости газопровода с пропуском поршня под давлением воды.

Вытеснение загрязнений вскоростном потоке - очистка полости заполненного водой газопровода с пропускомпоршня под давлением сжатого воздуха или газа.

Испытание на прочность -испытание статическим внутренним давлением с целью подтвержденияконструкционной целостности газопровода.

Проверка нагерметичность - испытание статическим внутренним давлением для гарантииотсутствия утечки продукта из трубопровода.

Удаление воды -освобождение полости газопровода от воды после гидравлического испытания путемпропуска поршней под давлением сжатого воздуха или газа.

Внутритрубнаядиагностика - определение технического состояния газопровода с помощьюспециальных устройств, перемещаемых внутри газопровода.

Осушка полостигазопровода - снижение влагосодержания внутри газопровода для исключениягидратообразования.

Экологическаябезопасность - предотвращение или ограничение опасных для жизни и здоровьялюдей, разрушительных для хозяйствующих субъектов и окружающей средыпоследствий производственной деятельности человека, техногенных воздействийпутем выполнения правовых норм, экономических, природозащитных иинженерно-технических требований.


   
Справочник ГОСТов, ТУ, стандартов, норм и правил. СНиП, СанПиН, сертификация, технические условия

Выставки и конференции по рынку металлов и металлопродукции

Установите мобильное приложение Metaltorg: