Специальная рабочая инструкция по испытанию трубопроводов

     СП 411.1325800.2018

СВОД ПРАВИЛ

ТРУБОПРОВОДЫ МАГИСТРАЛЬНЫЕ И ПРОМЫСЛОВЫЕ ДЛЯ НЕФТИ И ГАЗА

Испытания перед сдачей построенных объектов

Main and field pipelines for oil and gas. Test before the delivery of constructed facilities

ОКС 75.200

Дата введения 2019-03-05

 Предисловие

Сведения о своде правил

1 ИСПОЛНИТЕЛЬ — Акционерное общество «Всесоюзный научно-исследовательский институт по строительству, эксплуатации трубопроводов и объектов ТЭК — инжиниринговая нефтегазовая компания» (АО ВНИИСТ)

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 465 «Строительство»

3 ПОДГОТОВЛЕН к утверждению Департаментом градостроительной деятельности и архитектуры Министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации (Минстрой России)

4 УТВЕРЖДЕН приказом Министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации от 4 сентября 2018 г. N 556/пр и введен в действие с 5 марта 2019 г.

5 ЗАРЕГИСТРИРОВАН Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт)

6 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего свода правил соответствующее уведомление будет опубликовано в установленном порядке. Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте разработчика (Минстрой России) в сети Интернет

 Введение

Настоящий свод правил разработан с учетом требований федеральных законов от 27 декабря 2002 г. N 184-ФЗ «О техническом регулировании» и от 30 декабря 2009 г. N 384-ФЗ «Технический регламент о безопасности зданий и сооружений».

      1 Область применения

________________

      2 Нормативные ссылки

В настоящем своде правил приведены ссылки на следующие нормативные документы:

ГОСТ 12.1.007-76 Система стандартов безопасности труда. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности

ГОСТ 12.2.003-91 Система стандартов безопасности труда. Оборудование производственное. Общие требования безопасности

ГОСТ 17.5.3.04-83 Охрана природы. Земли. Общие требования к рекультивации земель

ГОСТ 2405-88 Манометры, мановакуумметры, напоромеры, тягомеры и тягонапоромеры. Общие технические условия

ГОСТ 3242-79 Соединения сварные. Методы контроля качества

ГОСТ 9293-74 (ИСО 2435-73) Азот газообразный и жидкий. Технические условия

ГОСТ 25136-82 Соединение трубопроводов. Методы испытания на герметичность

ГОСТ 34068-2017 Система газоснабжения. Добыча газа. Промысловые трубопроводы. Механическая безопасность. Испытания на прочность и проверка на герметичность

ГОСТ Р 8.563-2009 Государственная система обеспечения единства измерений. Методики (методы) измерений

ГОСТ Р 8.568-2017 Государственная система обеспечения единства измерений. Аттестация испытательного оборудования. Основные положения

ГОСТ Р 12.4.026-2015* Система стандартов безопасности труда. Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная. Назначение и правила применения. Общие требования и характеристики. Методы испытаний

ГОСТ Р 50829-95 Безопасность радиостанций, радиоэлектронной аппаратуры с использованием приемопередающей аппаратуры и их составных частей. Общие требования и методы испытаний

ГОСТ Р 55990-2014 Месторождения нефтяные и газонефтяные. Промысловые трубопроводы. Нормы проектирования

СП 36.13330.2012 «СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы» (с изменением N 1)

СП 48.13330.2011 «СНиП 12-01-2004 Организация строительства» (с изменением N 1)

СП 86.13330.2014 «СНиП III-42-80* Магистральные трубопроводы» (с изменениями N 1, 2)

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ

Примечание — При пользовании настоящим сводом правил целесообразно проверить действие ссылочных документов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте федерального органа исполнительной власти в сфере стандартизации в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты» за текущий год. Если заменен ссылочный документ, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого документа с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого документа с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего свода правил в ссылочный документа, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку. Сведения о действии сводов правил целесообразно проверить в Федеральном информационном фонде стандартов.

      3 Термины и определения

В настоящем своде правил применены термины по ГОСТ 34068, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1

арматура запорная: Арматура, предназначенная для перекрытия потока рабочей среды с определенной герметичностью. [ГОСТ Р 52720-2007, статья 3.1]

3.2

внутритрубное техническое диагностирование, ВТД: Комплекс работ, обеспечивающий получение информации о дефектах, сварных швах, особенностях трубопровода и их местоположении с использованием внутритрубных инспекционных приборов, в которых реализованы различные виды неразрушающего контроля. [ГОСТ Р 55999-2014, пункт 3.5]

3.3

внутритрубный инспекционный прибор: Устройство, перемещаемое внутри трубопровода потоком перекачиваемого продукта, снабженное средствами контроля и регистрации данных о дефектах и особенностях стенки трубопровода, сварных швов и их местоположении. [ГОСТ Р 54907-2012, пункт 3.5]

3.4

давление рабочее: Наибольшее избыточное давление при нормальном протекании рабочего процесса. Примечание — Под нормальным протеканием рабочего процесса следует понимать условия (давление, температуру), при сочетании которых обеспечивается безопасная работа сосуда (трубопровода). [ГОСТ Р 55990-2014, пункт 3.12]

3.7 заполнение азотом: Технологическая операция по заполнению испытанного участка газопровода азотом для предотвращения образования взрывоопасной газовоздушной смеси при заполнении газопровода природным газом и консервации газопровода.

3.8 испытания гидравлические: Испытания трубопровода на прочность и герметичность давлением жидкости в течение определенного времени.

3.9 испытания комбинированные: Испытания трубопроводов с применением двух напорных сред — природного газа и воды или воздуха и воды.

3.10 испытания пневматические: Испытания трубопровода с использованием в качестве напорной среды воздуха (газа).

3.11 очистка полости: Удаление загрязнений (грунт, вода, грат и различные предметы) из полости трубопровода.

3.13 продувка трубопровода: Способ очистки полости трубопровода с пропуском или без пропуска поршня под давлением воздуха (газа).

3.14 продувка трубопровода с использованием компрессорной станции: Способ очистки полости трубопровода подачей воздуха от компрессорной станции непосредственно в очищаемый участок трубопровода.

3.15 промывка трубопровода: Способ очистки полости трубопровода с пропуском или без пропуска поршня для удаления загрязнений потоком воды.

3.16 удаление воды: Освобождение полости трубопровода от воды после проведения гидравлических испытаний, в том числе, пропуском поршня под давлением воздуха (газа).

      4 Обозначение и сокращения

В настоящем своде правил применены следующие обозначения и сокращения:

DN — номинальный диаметр;

ВИП — внутритрубный инспекционный прибор;

ВТД — внутритрубное техническое диагностирование;

КД — калибровочный диск/пластина;

КПП — камера пуска-приема;

ПДК — предельно допустимая концентрация;

СМР — строительно-монтажные работы;

УЗА — узел запорной арматуры;

      5 Общие положения

5.1 Трубопроводы должны подвергаться очистке полости, испытаниям на прочность и проверке на герметичность перед пуском в эксплуатацию после полной готовности участка или всего трубопровода (полной засыпки, обвалования или крепления на опорах, установки арматуры и приборов, катодных выводов, представления исполнительной документации на испытуемый объект).

5.2 Способы, параметры и схемы проведения очистки полости и испытаний трубопроводов устанавливаются в: проектной и рабочей документации, рабочих инструкциях на очистку полости и испытания, программе проведения испытаний.

Инструкции разрабатывает строительно-монтажная организация и согласовывает с застройщиком (техническим заказчиком) и проектной организацией.

Очистка полости и испытания промысловых нефтепроводов и нефтегазопроводов нефтяных промыслов диаметром менее 350 мм и с рабочим давлением менее 2,0 МПа должны выполняться по типовой инструкции, разрабатываемой застройщиком (техническим заказчиком) и строительно-монтажной организацией для конкретного промысла.

5.3 Проведение испытаний трубопровода (участка трубопровода) на прочность и проверка на герметичность перед сдачей в эксплуатацию должны включать следующие работы:

— защиту полости трубопровода от загрязнений на всех этапах строительства трубопровода;

— предварительную очистку полости трубопровода в процессе сварочно-монтажных работ;

— предварительные испытания крановых узлов и УЗА (до их монтажа в нитку);

— очистку внутренней полости трубопровода с контролем его проходного сечения;

— внутритрубную диагностику трубопроводов в случае, если это предусмотрено проектом;

— заполнение трубопровода водой, непосредственное проведение испытаний и получение результатов проверки;

— вытеснение воды воздухом после опорожнения трубопровода;

— осушку полости трубопровода;

— заполнение азотом полости трубопровода в случае, если это предусмотрено проектом.

5.4 Способы проведения испытаний при отрицательных температурах должны быть обоснованы с учетом конкретных климатических условий по объекту.

5.5 Основные требования по защите полости труб, очистке и осушке внутренней полости трубопровода (участка), предварительным испытаниям запорных узлов, испытаниям трубопроводов на прочность и проверке на герметичность, контролю проходного сечения после завершения СМР должны соответствовать: для магистральных трубопроводов — СП 86.13330.2014 (раздел 19), для промысловых трубопроводов — СП 284.1325800.2016 (раздел 24), ГОСТ Р 55990-2014 (раздел 13) и ГОСТ 34068.

5.6 Перед началом работ по очистке и испытаниям трубопроводов должны быть определены и обозначены предупредительными знаками в соответствии с ГОСТ Р 12.4.026 опасные зоны, в которых запрещено находиться людям во время указанных работ [6].

5.7 Проведение измерений параметров при производстве комплекса работ по испытаниям трубопроводов (участков) должно соответствовать [2] и ГОСТ Р 8.563.

5.8 Средства измерений и оборудование для испытаний должны соответствовать ГОСТ Р 8.568.

5.10 Наблюдение за манометрами следует осуществлять с помощью оптических приборов или по дистанционным вторичным приборам, подключенным к манометрам на трубопроводе, находясь за пределами опасной зоны.

      6 Очистка полости трубопровода

      6.1 Основные требования и способы очистки

6.1.1 Чистота полости трубопроводов должна обеспечиваться на всех этапах работы с трубой: при транспортировании, погрузке, разгрузке и раскладке секций по трассе, сварке секций в нитку и укладке.

6.1.2 Для предупреждения загрязнения полости трубопроводов в процессе строительства строительно-монтажные организации должны принимать меры, исключающие попадание внутрь трубопровода воды, снега, грунта и посторонних предметов. Не допускается разгрузка труб на неподготовленные площадки, волочение их по земле и т.д.

6.1.3 Лицо, осуществляющее строительство, должно обеспечивать наличие заглушек на торцах труб на всех этапах работ до монтажа трубопровода в плеть. Конструкцией заглушек должна быть обеспечена защита полости труб от попадания влаги и загрязнений и возможность проведения всех такелажных операций, не снимая их с торца трубы и не нарушая их конструкцию. Снятие заглушек допускается только для проведения входного контроля с последующей установкой на место и непосредственно перед монтажом трубопровода.

Смонтированные участки трубопровода должны быть заглушены до ликвидации технологических разрывов трубопровода.

6.1.4 Закачивание воды в трубопровод для промывки и испытаний следует осуществлять через фильтры, исключающие попадание в полость трубопровода загрязнений.

6.1.5 Очистка полости трубопровода должна проводиться в два этапа:

— предварительная очистка (протягивание очистного устройства в процессе выполнения сварочно-монтажных работ);

— продувка сжатым воздухом, промывка, удаление загрязнений потоком жидкости.

Очистка полости выполняется с пропуском или без пропуска поршня.

Промывку и продувку с пропуском очистных или разделительных устройств следует выполнять на трубопроводах диаметром 219 мм и более.

Промывку и продувку без пропуска очистных или разделительных устройств допускается производить:

— на трубопроводах диаметром менее 219 мм;

— при длине очищаемого участка менее одного километра.

На трубопроводах любого диаметра при наличии гнутых отводов радиусом менее пяти диаметров или неравнопроходной трубопроводной арматуры промывку (продувку) выполняют без применения очистных или разделительных поршней.

Для предварительной очистки полости трубопровода с внутренним покрытием и защитой внутреннего сварочного шва втулками на стадии производства сварочно-монтажных работ через каждую трубу (секцию) протягивают очистное устройство, оснащенное гибкой манжетой. На стадии, предшествующей испытаниям, выполняют промывку или продувку полости всего смонтированного (уложенного и засыпанного) участка при диаметре трубопровода 219 мм и более с применением эластичных очистных поршней, при диметре менее 219 мм — без применения очистных поршней.

6.1.6 Очистку полости от загрязнений (удаление их потоком жидкости) следует проводить пропуском поршней-разделителей после предварительного заполнения трубопровода водой в объеме 10-15% от объема полости очищаемого участка.

6.1.7 При промывке, вытеснении загрязнений потоком воды (жидкости) и удалении из трубопровода воды (жидкости), а также при продувке трубопровода с полнопроходной запорной арматурой разрешается пропуск очистных и разделительных устройств (в том числе, поролоновых поршней) через линейную арматуру.

Перед пропуском следует убедиться в полном открытии линейной арматуры (по указателям поворота затвора, положению конечных выключателей и т.д.).

Продувка трубопроводов с пуском поршня через неполнопроходную линейную арматуру запрещается.

6.1.8 Очистку полости на подводных переходах трубопроводов диаметром 219 мм и более следует производить:

— промывкой с пропуском поршня в процессе заполнения водой для проведения первого этапа гидравлического испытания;

— продувкой с пропуском поршня или протягиванием очистного устройства перед проведением первого этапа пневматического испытания.

6.1.9 Очистку полости на подводных переходах трубопроводов диаметром менее 219 мм следует производить протягиванием, промывкой или продувкой без пропуска очистных устройств перед проведением первого этапа испытания.

6.1.10 Очистку полости на подводных переходах, сооружаемых в общем потоке строительства трубопроводов, следует производить по единой технологии одновременно со всем трубопроводом.

6.1.11 Степень механического удаления воды при ее вытеснении следует проверять пропуском по трубопроводу контрольных поролоновых поршней (одного или нескольких) до тех пор, пока поршень не выйдет сухим (без жидкости) или измерением влажности воздуха или газа, выходящего из трубопровода после вытеснения воды.

6.1.12 Если в процессе промывки или продувки очистное или разделительное устройство застряло в трубопроводе, то его необходимо извлечь из трубопровода, устранить причину застревания, а участок трубопровода подвергнуть повторной промывке или продувке.

6.1.13 Основными способами очистки полости следует считать протягивание, продувку с пропуском поршня или вытеснение загрязнений в скоростном потоке жидкости, удаляемой после гидравлических испытаний.

      6.2 Протягивание очистного устройства

6.2.1 Очистку полости протягиванием очистного устройства следует выполнять непосредственно в технологическом потоке сварочно-монтажных работ, в процессе сборки и сварки отдельных труб или секций в нитку трубопровода с помощью штанги трубоукладчика (трактора).

6.2.2 Надземные трубопроводы с п-образными компенсаторами, исключающими продувку или промывку с пропуском поршней, очищают протягиванием очистного устройства в процессе сборки и сварки труб в нитку, полость компенсатора перед монтажом продувают воздухом.

6.2.3 При сборке секций трубопровода с помощью внутреннего центратора очистное устройство монтируется впереди на центраторе.

При этом следует проводить предварительную очистку первой трубы при сборке плети.

6.2.4 При монтаже трубопроводов, монтируемых с помощью наружного центратора, в качестве очистного устройства при протягивании следует использовать специальные приспособления, оборудованные очистными щетками или скребками, а также очистные поршни, применяемые для продувки трубопроводов.

6.2.5 Принципиальная схема предварительной очистки полости трубопровода приведена на рисунке А.1 приложения А.

      6.3 Продувка трубопровода с пропуском поршня

6.3.1 При продувке трубопровода следует применять сжатый воздух (газ) из ресивера, от высокопроизводительных компрессорных установок, из действующего газопровода.

Также можно применять инертные газы (гелий, аргон), подводимые к трубопроводам от газовых установок промышленных предприятий.

6.3.2 Ресивер, ограниченный с обеих сторон заглушками или запорной арматурой, должен располагаться на участке, прилегающем к строящемуся трубопроводу.

Заполнение ресивера следует производить одной или группой передвижных компрессорных установок. Нагнетательные трубопроводы каждой компрессорной установки должны быть подключены к коллектору.

6.3.3 При продувке трубопровода узел подключения от источника воздуха должен располагаться в середине продуваемого участка для разделения его на два плеча, попеременно являющиеся ресивером и продувочным плечом.

6.3.4 Природный газ для продувки следует подавать от заполненного газом действующего газопровода, пересекающего или проходящего вблизи строящегося трубопровода.

6.3.5 При продувке трубопровода путем отбора природного газа из действующего газопровода рабочее давление действующего газопровода не должно превышать давление испытаний строящегося трубопровода, в противном случае в линии отбора газа следует устанавливать предохранительный клапан.

6.3.6 При отборе газа из действующих газопроводов и скважин должны быть предусмотрены специальные мероприятия для обеспечения их бесперебойной эксплуатации в период продувки строящихся участков:

— разработаны схемы подключения временного шлейфа;

— определены объем и давление газа для продувки;

— установлено время отбора газа;

— установлена схема связи.

Указанные мероприятия должны быть согласованы с эксплуатирующими организациями и отражены в рабочей инструкции.

6.3.7 При продувке трубопроводов газом из них предварительно должен быть вытеснен воздух.

Инертный газ (как правило, азот) для вытеснения воздуха следует подавать до достижения давления в трубе не более 0,2 МПа. Вытеснение воздуха считается законченным, когда содержание кислорода в газе, выходящем из трубопровода, составляет не более 2%.

6.3.8 Продувка трубопровода пропуском поршня в зависимости от скорости потока газа производится в следующих режимах:

— с механическим перемещением загрязнений перед поршнем;

— перемещение загрязнений в скоростном потоке газа перед поршнем;

— с перетоком газа через пропускное устройство движущегося поршня.

6.3.9 Скорость продувки при перемещении очистных поршней должна соответствовать паспортным данным на изделие, при надземной прокладке трубопровода — не более 2 м/с.

6.3.10 Продувка с механическим перемещением загрязнений перед очистным поршнем применяется при производстве работ в нормальных условиях или при повторной очистке при повышенных требованиях к чистоте полости для трубопроводов диаметром 219 мм и более.

6.3.11 Продувка перемещением загрязнений в скоростном потоке воздуха (газа) перед поршнем применяется для трубопроводов диаметром 219 мм и более при сложных условиях производства работ. При очистке скорость передвижения очистного поршня составляет 0,83-2,78 м/с (3-10 км/ч).

6.3.12 Продувка с перетоком газа через пропускное устройство применяется при продувке сильно загрязненных участков, участков большой протяженности, а также, для трубопроводов диаметром от DN 200 до DN 700. При этом применяется очистной поршень с перепускным устройством.

6.3.13 Продувка с пропуском очистного устройства считается законченной, если поршень прошел через весь продуваемый участок, вышел из трубопровода неразрушенным и не вынес впереди себя воду и загрязнения.

При выходе струи загрязненного воздуха, газа после выхода очистного устройства из трубопровода следует провести повторную продувку участка.

При выходе воды из продувочного патрубка дополнительно следует пропустить поршень-разделитель.

На магистральных трубопроводах допускается трехкратная продувка с пропуском очистных устройств.

6.3.14 Перед пневматическими испытаниями следует производить очистку полости трубопровода от воды (жидкости) с помощью поршня-разделителя под давлением воздуха (газа).

6.3.15 Надземные, монтируемые на опорах трубопроводы следует продувать с пропуском очистных устройств облегченной конструкции, масса и скорость перемещения которых не вызовут разрушения трубопровода или опор. При необходимости, на опорах согласно проекту производства работ должны быть предусмотрены ограничители перемещений, предотвращающие падение трубопроводов в процессе продувки.

6.3.16 Принципиальные схемы продувки трубопровода с пропуском поршня под давлением воздуха (газа) из ресивера, подключения для отбора природного газа из действующих газопроводов и продувки промыслового трубопровода под давлением воздуха (газа) приведены на рисунках А.2-А.4 приложения А.

Принципиальные схемы КПП при продувке, промывке трубопровода и удалении воды после испытаний приведены на рисунках А.5-А.7 приложения А.

      6.4 Продувка трубопровода без пропуска поршня

6.4.1 Продувка трубопровода без пропуска очистных устройств осуществляется выносом загрязнений в скоростном потоке воздуха (газа).

6.4.2 Для продувки трубопровода без пропуска поршня давление воздуха (газа) в ресивере следует определять при соотношении объемов ресивера и продуваемого участка 2:1 и диаметре перепускной линии, равном 0,3 диаметра продувочного трубопровода в соответствии с 19.3.6 СП 86.13330.2014.

6.4.3 Максимальная протяженность участка трубопровода, продуваемого без пропуска поршней, должна быть не более 5 км.

6.4.4 Продувка без пропуска очистного устройства закончена, если из продувочного патрубка выходит струя незагрязненного воздуха (газа).

      6.5 Продувка трубопровода с применением компрессорных установок

6.5.1 Суммарная производительность компрессорных установок должна быть достаточной для создания оптимальной скорости движения поршня.

6.5.2 Продувку трубопроводов с применением компрессорных установок следует производить следующими методами:

— скоростным потоком воздуха непосредственно от компрессорной установки (без применения ресивера и без пропуска очистного устройства);

— с пропуском очистного устройства под давлением воздуха непосредственно от компрессорной установки (без применения ресивера);

— с пропуском очистного устройства под давлением воздуха из ресивера, заполненного от компрессорной установки;

— комбинированного режима (для сильно загрязненных участков), предусматривающего предварительную продувку полости трубопровода скоростным потоком воздуха и последующую продувку с пропуском очистного устройства без применения ресивера на обоих этапах;

— комбинированного режима — продувка полости трубопровода скоростным потоком воздуха непосредственно от компрессорной установки и, при необходимости, подача воздуха из ресивера.

6.5.3 Расчет параметров продувки с пропуском поршня под давлением воздуха, поступающего от компрессорных установок, должен основываться на:

— оценке давления, требуемого для движения поршня по трубопроводу, с учетом продольного профиля трассы, характера загрязнений в трубопроводе, типа и технических характеристик применяемых поршней;

— определении усилия, необходимого для перемещения поршня по всему трубопроводу (участку);

— определении суммарной производительности компрессорных установок для обеспечения оптимальной скорости движения поршня по трубопроводу;

— определении числа компрессорных установок для обеспечения эффективной очистки полости — для удаления воды из трубопровода.

6.5.4 Принципиальные схемы продувки трубопровода с применением компрессорной установки без использования ресивера и запорной арматуры и с использованием ресивера приведены на рисунках А.8 и А.9 приложения А.

      6.6 Промывка трубопровода с пропуском поршня

6.6.1 Промывка трубопровода с пропуском поршня должна осуществляться для трубопроводов, испытание которых в проектной документации предусмотрено гидравлическим способом.

Пропуск очистного или разделительного поршня осуществляется под давлением жидкости, закачиваемой для гидравлического испытания.

В случае наличия на участке вантузов для выпуска воздуха допускается выполнять заполнение участка трубопровода жидкостью перед гидравлическими испытаниями без пропуска поршня.

6.6.2 Принципиальная схема промывки трубопровода с пропуском очистного или разделительного поршня приведена на рисунке А.10 приложения А.

6.6.3 В начале промываемого участка устанавливается камера пуска с запасованными очистными или разделительными поршнями и подводящим шлейфом от наполнительных агрегатов, в конце — камера приема поршней и сбора загрязнений.

Перед очистным или разделительным поршнем заливается вода в объеме 10-15% объема полости трубопровода.

6.6.4 Скорость перемещения поршня по трубопроводу с учетом конструкции поршня должна быть не менее 0,2 м/с.

6.6.5 Протяженность участков, промываемых с пропуском очистных или разделительных поршней, должна устанавливаться с учетом расположения по трассе источников воды, рельефа местности и напора, развиваемого насосным оборудованием, а также технической характеристики очистного поршня (предельной длины его пробега).

6.6.6 Для обеспечения оптимальной скорости перемещения поршня (потока воды) в условиях сложного рельефа целесообразно применять насосные станции. При этом предельная протяженность участков промывки должна соответствовать расстояниям между компрессорными или насосными нефтеперекачивающими станциями.

Тип, число и схемы соединения наполнительных агрегатов следует выбирать с учетом характеристики насосных станций, обеспечиваемого ими напора, перепада высот по трассе трубопровода.

6.6.7 Промывка считается законченной, когда разделительный поршень приходит в камеру приема неразрушенным.

      6.7 Промывка трубопровода без пропуска поршня

6.7.1 Очистка полости трубопровода промывкой без пропуска поршня осуществляется выносом загрязнений в скоростном потоке воды (жидкости).

Качество и параметры промывки трубопровода без пропуска поршня определяются давлением нагнетания, производительностью и числом наполнительных агрегатов.

6.7.2 Скорость потока воды должна быть равна скорости выноса загрязнений и поддерживаться на всем протяжении очищаемого участка в течение времени перемещения загрязнений от начала до конца участка и составлять не менее 1,5 м/с.

Протяженность участков трубопроводов диаметром более 219 мм, промываемых без пропуска поршня, должна определяться с учетом гидравлических потерь напора в трубопроводе и напора насосного оборудования.

Скорость потока воды должна определяться в зависимости от диаметра трубопровода и производительности.

6.7.3 Промывка без пропуска поршня считается законченной, когда из сливного патрубка выходит струя незагрязненной жидкости.

6.7.4 Принципиальная схема промывки без пропуска поршня приведена на рисунке А.11 приложения А.

      7 Контроль проходного сечения трубопровода

7.1 Проходное сечение следует проверять после очистки полости трубопровода аналогично пропуску очистных поршней при продувке и промывке.

7.2 Контроль проходного сечения (калибровка) должен осуществляться пропуском внутритрубного инспекционного устройства (поршня-калибра, оборудованного калибровочным диском) для выявления наличия недопустимых сужений (меньше диаметра калибровочного диска). Поршни с калибровочными дисками оборудуют устройствами обнаружения и отслеживания. Минимальное проходное сечение трубопровода должно обеспечивать беспрепятственный проход внутритрубного инспекционного прибора.

7.3 Контроль проходного сечения должен осуществляться на основании инструкции на калибровку или раздела инструкции на проведение комплексного процесса очистки полости и испытаний при строительстве, реконструкции или ремонте трубопровода.

7.4 При пропуске внутритрубного устройства не допускаются резкие колебания скорости движения, что должно достигаться регулированием режима пропуска поршня в зависимости от профиля трассы.

7.5 Конструктивные требования к поршню-калибру должны определяться конкретными условиями пропуска на обследуемом участке. Подбор поршня-калибра должен осуществляться с учетом допуска (не менее 5%) на овальность соединительных деталей. Отношение длины поршня-калибра (расстояние между опорными манжетами) к внутреннему диаметру трубопровода следует выбирать в интервале от 1,1 до 1,35.

7.6 При застревании внутритрубного устройства в трубопроводе или наличии недопустимых повреждений калибровочного диска, должны быть выполнены ремонт дефектного участка и повторный пропуск поршня-калибра.

7.7 Калибровка трубопровода считается законченной, если КД не поврежден или анализ полученных повреждений не свидетельствует о контакте с дефектами геометрии трубы контролируемого сечения.

7.8 По результатам контроля проходного сечения должен быть составлен акт осмотра КД для проведения последующей дефектоскопии стенок трубопровода.

7.9 На трубопроводах диаметром менее 219 мм и на участках трубопроводов любого диаметра при наличии крутоизогнутых вставок радиусом менее 5 DN трубы контроль проходного сечения допускается не проводить.

7.10 На заключительных этапах гидравлических и пневматических испытаний участка трубопровода после пропуска поршня с калибровочным диском пропускают в потоке воды (при гидравлических испытаниях) или под давлением сжатого воздуха (при пневматических испытаниях) внутритрубный инспекционный прибор контроля геометрии труб для определения местоположения дефектов типа вмятин, гофров, овальностей (профилеметрия). В случае обнаружения дефектов геометрии труб, размеры которых не позволяют пропустить внутритрубный инспекционный прибор, дефекты устраняют. Затем пропускают по участку трубопровода в потоке воды внутритрубный инспекционный прибор для выявления металлургических (пленов. закатов, трещин и т.д.), строительно-монтажных дефектов (вмятин, задир и т.д.) и дефектов сварных соединений. Недопустимые дефекты, выявленные по результатам внутритрубной дефектоскопии, должны быть устранены.

7.11 Необходимость проведения пропуска внутритрубного инспекционного прибора для профилеметрии и дефектоскопии должна определяться в проектной документации.

      8 Испытания на прочность и проверка на герметичность

      8.1 Основные требования и методы испытаний

8.1.1 Испытания трубопроводов (участков) на прочность и проверка на герметичность должны проводиться гидравлическим, пневматическим или комбинированным методом.

8.1.2 Выбор метода испытаний должен определяться следующими факторами:

— назначением трубопровода;

— природно-климатическими условиями (включая температуру грунта на уровне заложения трубопровода) и рельефом (резкопересеченная местность, перепады высот) трассы;

— протяженностью и конструктивными особенностями испытуемых участков трубопровода;

— наличием источников испытательной среды.

8.1.3 Примеры расчетов (времени наполнения трубопровода, выбор типа и числа наполнительных агрегатов и компрессорных установок) приведены в приложении Б.

Порядок проведения испытаний и применяемые технические средства по очистке полости и испытаниям трубопроводов (участков) при гидравлическом и пневматическом методах испытаний приведены в таблицах В.1 и В.2 приложения В.

8.1.4 Места забора и слива воды должны быть согласованы с заинтересованными организациями.

8.1.5 Этапы и параметры испытаний на прочность и проверки на герметичность магистральных трубопроводов регламентируются СП 86.13330.2014 (раздел 19), промысловых трубопроводов — СП 284.1325800.2016 (раздел 24), ГОСТ Р 55990-2014 (раздел 13), ГОСТ 34068-2017 (раздел 6).

8.1.7 Протяженность испытуемых участков следует определять с учетом допустимой разницы высотных отметок продольного профиля и расположения по трассе линейной арматуры.

Протяженность участков, испытуемых гидравлическим и комбинированным методами, должна определяться с учетом гидростатического давления.

При испытании на герметичность следует проводить визуальный осмотр сварных соединений на отсутствие течей, отпотевания и дефектов сварного шва.

8.1.9 Перед испытанием и удалением воды из трубопровода (участка) после испытаний должны быть определены и обозначены на местности знаками безопасности зоны, опасные для нахождения персонала и техники.

8.1.11 Трубопровод считается выдержавшим испытания на прочность и проверку на герметичность, если за время испытаний трубопровода на прочность труба не разрушилась, а при проверке на герметичность давление остается неизменным, утечки не обнаружены.

При пневматических испытаниях трубопровода на прочность допустимое снижение давления должно определяться расчетом в соответствии с температурными колебаниями.

8.1.12 При разрыве или обнаружении утечек визуально, по звуку, запаху или с помощью приборов участок трубопровода подлежит ремонту и повторным испытаниям на прочность и проверке на герметичность.

8.1.13 В процессе гидравлических испытаний трубопровода, особенно в условиях низких температур окружающей среды, должен проводиться постоянный контроль температуры используемой воды.

Проведение гидравлических испытаний промыслового трубопровода с применением воды допускается только при положительных температурах окружающего воздуха.

8.1.14 При многониточной прокладке промысловых трубопроводов допускается их одновременные испытания гидравлическим или пневматическим методом.

8.1.15 Предварительные испытания запорных узлов должны выполняться в соответствии с СП 86.13330.

8.1.16 Трубопровод (участки), не введенный в эксплуатацию после испытаний и проверки на герметичность более 24 мес, подлежит повторным испытаниям на прочность и проверке на герметичность.

8.1.17 В течение указанных 24 мес допускается не испытывать повторно указанные участки трубопроводов перед их вводом в эксплуатацию при условии выполнения 9.1.9 и 9.1.12, а также осуществления мониторинга и поддержания необходимого давления и влагосодержания в полости трубопровода.

8.1.18 Если трубопровод не планируется вводить в эксплуатацию более 24 мес, то после завершения испытаний необходимо произвести консервацию трубопровода.

      8.2 Гидравлические испытания

8.2.1 Комплекс работ по гидравлическим испытаниям трубопровода перед сдачей в эксплуатацию должен включать:

— подготовку к испытаниям;

— заполнение трубопровода (участка) водой;

— подъем давления до испытательного значения;

— испытание на прочность;

— сброс давления до проектного рабочего значения;

— проверку на герметичность;

— сброс давления до 0,1-0,2 МПа;

— удаление воды.

8.2.2 Подготовка к испытаниям трубопровода (участка) должна включать:

— монтаж заглушек (силовых эллиптических, сферических) на концах испытуемого участка;

— монтаж узлов пуска и приема поршней;

— установку контрольно-измерительных приборов.

8.2.3 Заполнение трубопровода водой следует совмещать с очисткой полости путем промывки и удаления воздуха из полости.

Заполнение трубопровода водой с пропуском поршня производится при открытых воздухоспускных кранах и линейной арматуре.

Критерий полноты удаления воздуха из трубопровода при заполнении водой — появление непрерывной струи воды, выходящей из вантузов, устанавливаемых по трассе трубопровода для эксплуатации, водопропускных кранов и на временных КПП.

8.2.4 В качестве источников воды для гидравлического испытания следует использовать естественные или искусственные водоемы (реки, озера, водохранилища, каналы и т.п.), пересекаемые или расположенные вблизи испытуемого трубопровода (участка).

8.2.5 В проектной (рабочей) документации для проведения гидравлических испытаний определяется использование воды или жидкости с пониженной температурой замерзания.

8.2.6 Графики изменения давления в газопроводе и нефтепроводе и продуктопроводе при гидравлических испытаниях приведены на рисунках В.1 и В.2 приложения В.

8.2.8 Для удаления воды после гидравлических испытаний следует последовательно применять два поршня: основной и контрольный. Основной — для удаления основного объема воды из полости трубопровода, контрольный — для окончательного удаления.

Удаление воды после испытаний в обязательном порядке предусматривается только для газопроводов.

8.2.9 На трубопроводах диаметром до 219 мм и при наличии крутоизогнутых вставок радиусом менее пяти диаметров трубопровода удаление воды следует производить непосредственно воздухом или природным газом от скважины или из ресивера на открытый конец испытанного участка.

8.2.10 Удаление воды считается законченным без пропуска поршней-разделителей, когда из трубопроводов выходит чистая струя воздуха или газа.

8.2.11 Скорость перемещения поршня-разделителя при удалении воды должна составлять не менее 1,5 м/с.

8.2.12 Результаты удаления воды следует считать удовлетворительными, если впереди контрольного поршня-разделителя нет воды и он вышел неразрушенным. В противном случае необходимо дополнительно пропустить контрольный поршень-разделитель.

8.2.13 Для сокращения сроков сдачи трубопровода в эксплуатацию допускается проведение комплексных гидравлических испытаний, совмещающих очистку полости от загрязнений потоком жидкости и удаление воды после гидравлических испытаний под давлением воздуха (газа).

      8.3 Испытания трубопровода с применением метода стресс-теста

8.3.1 Необходимость проведения гидравлических испытаний участков трубопроводов повышенным давлением (методом стресс-теста) должна определяться застройщиком (техническим заказчиком) на стадии проектирования.

Гидравлические испытания методом стресс-теста должны проводиться по согласованию с организацией, эксплуатирующей трубопровод.

8.3.2 При гидравлических испытаниях методом стресс-теста должны выполняться следующие технические и технологические требования:

— использование высокоточных приборов для измерения расхода закачиваемой в трубопровод воды и давления в нем, измерение температуры;

— ограничение перепада высот в пределах испытуемого участка;

— разделение трубопровода на более короткие испытательные участки;

— использование опрессовочных агрегатов более высокой производительности;

— повышенные требования к чистоте воды, закачиваемой в трубопровод опрессовочным агрегатом.

8.3.3 При испытаниях трубопровода на прочность и проверке на герметичность должна проводиться непрерывная регистрация значений расхода, давления и температуры воды и их обработка в режиме реального времени.

8.3.4 Основные параметры и режимы гидравлических испытаний, особенности контроля процесса испытания повышенным давлением (методом стресс-теста) приведены в [10].

8.3.5 Принципиальная схема испытаний участка трубопровода с применением метода стресс-теста приведена на рисунке В.3 приложения В.

8.3.6 Испытания трубопровода должны выполняться в соответствии с графиком изменения давления в трубопроводе, приведенным на рисунке В.4 приложения В.

8.3.7 При испытаниях на прочность строящихся трубопроводов следует выполнять два полных цикла нагружения трубопровода.

Время выдержки трубопровода под давлением на каждом цикле должно составлять 1 ч.

После устранения разрыва трубопровода следует удалить воздух, попавший в полость, путем пропуска поршня под напором воды.

8.3.10 В случае обнаружения утечки при проверке трубопровода на герметичность ее следует устранить и повторить проверку.

      8.4 Пневматические испытания

8.4.2 При испытаниях трубопровода природным газом должны быть приняты меры, обеспечивающие безопасность работ, связанных с его применением.

8.4.4 Природный газ для испытаний следует подавать от заполненного газом действующего газопровода, пересекающего или проходящего вблизи строящегося трубопровода, для промыслового трубопровода — от скважины через сепараторы осушки газа.

8.4.5 Пневматические испытания трубопровода и проверка на герметичность должны выполняться после:

— полного окончания СМР;

— обеспечения требований безопасности [6].

8.4.6 Принципиальная схема пневматических испытаний трубопровода должна включать:

— перепуск воздуха (газа) из одного участка трубопровода в другой;

— стабилизация и измерение необходимых параметров напорной среды в трубопроводе;

— опорожнение испытанного участка.

8.4.9 График изменения давления в трубопроводе при пневматических испытаниях приведен на рисунке В.5 приложения В.

8.4.10 В процессе испытаний следует проводить измерения давления как минимум в трех точках (равномерно расположенных относительно концов испытуемого трубопровода).

8.4.11 Для облегчения поиска утечек в трубопроводе в процессе закачки в воздух (газ) следует добавлять одорант. Установки дозирования одоранта следует монтировать на узлах подключения к источникам воздуха (газа).

Воздух (газ) при сбросе давления рекомендуется перепускать из испытанного участка в соседний участок, подлежащий испытанию.

8.4.14 Трубопровод считается выдержавшим испытания и проверку на герметичность, если за время испытания на прочность труба не разрушилась, а при проверке на герметичность давление осталось неизменным и утечки не обнаружены.

      8.5 Комбинированные испытания

8.5.1 Комбинированный метод испытаний трубопроводов следует применять, когда невозможно производство работ другими методами:

— отсутствие необходимого числа мощных передвижных компрессорных установок для испытаний трубопровода воздухом;

— необходимость деления трубопровода на короткие участки испытаний в условиях резкопересеченной местности.

8.5.2 Комплекс работ по комбинированному методу испытаний трубопровода перед сдачей в эксплуатацию должен включать:

— очистку полости трубопровода;

— заполнение испытуемого участка воздухом (газом);

— испытания на прочность;

— проверку на герметичность;

— удаление воды.

8.5.3 Очистку полости трубопровода следует проводить продувкой с пропуском поршня.

8.5.4 Испытуемый участок трубопровода следует заполнять природным газом от действующего газопровода, инертным газом или сжатым воздухом от компрессорных установок до давления в действующем газопроводе или максимального давления нагнетания компрессора по технологии, принятой для пневматических испытаний.

Заполнение участка водой следует осуществлять с перемещением поршня впереди потока воды.

8.5.5 График изменения давления в трубопроводе при комбинированном методе испытаний приведен на рисунке В.6 приложения В.

8.5.6 После проведения испытаний трубопровода (участка) комбинированным методом следует возвратить часть природного газа (в случае его применения) в газопровод и удалить воду в два этапа:

— предварительный слив воды под давлением через патрубки, заранее установленные в местах закачки воды;

— удаление воды с пропуском поршня-разделителя под давлением воздуха (газа) по технологии, принятой для гидравлических испытаний.

      8.6 Испытания трубопровода при отрицательных температурах

8.6.1 При выборе метода испытаний трубопровода (участка) при отрицательных температурах следует учитывать:

— результаты теплотехнического расчета параметров испытаний, выполненного проектной организацией [9];

— наличие ограничений для применения метода испытаний;

— конструкцию, назначение, диаметр и способ прокладки трубопровода;

— гидрогеологические, геоморфологические и природно-климатические условия трассы на испытуемом участке;

— наличие технических средств, постоянных (на период испытаний) источников газа или воды;

— возможность производства работ по поиску утечек, ликвидации дефектов;

— соблюдение требований безопасности и охраны труда, окружающей среды.

8.6.2 Испытания трубопроводов (участков) при отрицательных температурах допускается выполнять пневматическим, гидравлическим и комбинированным методами:

— пневматический метод испытаний воздухом (газом) — для трубопроводов любого диаметра;

— гидравлический метод испытаний водой с естественной температурой водоема — для подземных трубопроводов без теплоизоляции диаметром от DN 700 до DN 1400;

— гидравлический метод испытаний предварительно подогретой водой — для надземных трубопроводов диаметром от DN 200 до DN 700 с теплоизоляцией и для подземных трубопроводов диаметром от DN 200 до DN 500 без теплоизоляции;

— гидравлический метод испытаний жидкостью с пониженной температурой замерзания — для трубопроводов диаметром до DN 200;

8.6.3 При проведении пневматических испытаний трубопровода следует учитывать специфику эксплуатации передвижных компрессорных установок при низких температурах наружного воздуха.

Пневматические испытания магистральных газопроводов должны выполняться с обеспечением влагосодержания воздуха, подаваемого в газопровод, соответствующего температуре точки росы минус 35°С и менее (при атмосферном давлении).

8.6.4 При проведении гидравлических испытаний при отрицательных температурах следует:

— проводить испытания строго в течение времени, определенного теплотехническим расчетом;

— обеспечивать контроль температуры воды на входе и выходе из трубопровода;

— контролировать засыпку и обвалование трубопровода (грунтом, снегом);

— выполнять тщательное утепление открытых частей трубопровода, арматуры, оборудования и приборов;

— выполнять очистку полости протягиванием, продувкой или совмещать очистку с удалением воды после гидравлических испытаний;

— исключать заливку воды перед поршнем во избежание ее замерзания;

— производить монтаж КПП для исключения заполнения водой полости при открытом конечном испытуемом участке трубопровода и аварийного удаления воды при выявлении дефектов;

— убедиться в наличии и подключить источники воздуха (газа) до начала испытания к обоим концам испытуемого участка, что должно обеспечивать возможность удаления жидкости из трубопровода,

— закончить все работы на трассе (устройство ограждений, монтаж электрозащиты и т.д.) и предоставить испытанный трубопровод приемной комиссии.

8.6.5 Принципиальная схема гидравлических испытаний трубопровода при отрицательных температурах приведена на рисунке В.7 приложения В.

8.6.6 При гидравлических испытаниях трубопровода при отрицательных температурах следует контролировать температуру воды, окружающего воздуха и грунта на уровне заложения трубопровода с записью результатов измерений в процессе всего периода испытаний.

8.6.7 Температура закачиваемой в трубопровод (участок) воды должна быть положительной (выше 4°С) в течение всего периода испытаний.

Значение начальной температуры воды должно определяться расчетом в проектной (рабочей) документации.

Для обеспечения проведения испытаний трубопровода без образования в полости наледей воду в трубопровод следует закачивать до тех пор, пока ее температура в конце трубопровода не достигнет расчетной.

В процессе заполнения трубопровода водой следует осуществлять контроль температуры сливаемой воды.

8.6.8 При испытаниях подземного трубопровода следует проводить предварительный прогрев трубопровода и окружающего грунта прокачкой воды с оптимальной скоростью.

Оптимальная скорость прокачки воды в зависимости от суммарной производительности наполнительных агрегатов должна определяться в проектной (рабочей) документации на основе теплотехнического расчета.

Температура подаваемой в трубопровод воды должна быть не более максимальной рабочей температуры испытуемого трубопровода.

8.6.9 В случае применения поршней для заполнения трубопровода водой для гидравлических испытаний с помощью наполнительных агрегатов следует производить предварительный прогрев трубопровода прокачкой воды.

8.6.11 При гидравлических испытаниях промысловых газопроводов допускается применять подогретую воду от теплообменников, водоподогревательных установок, коммуникаций горячего водоснабжения.

При гидравлических испытаниях трубопровода применение жидкости с пониженной температурой замерзания должно осуществляться по технологии с учетом особенностей приготовления, хранения, транспортирования и утилизации раствора и его компонентов. Технология приготовления и утилизации жидкости должна быть указана в инструкции по испытаниям.

Температурный диапазон применения жидкости для испытаний трубопроводов должен определяться температурой ее замерзания, которая зависит от концентрации раствора. Концентрацией раствора в период испытания должна быть обеспечена температура замерзания жидкости ниже минимальной температуры грунта засыпки (при подземной прокладке) и температуры наружного воздуха (при надземной прокладке).

Температура внутри трубопровода при испытаниях трубопровода должна быть выше температуры замерзания испытательной жидкости.

8.6.12 При испытаниях трубопровода жидкостью с пониженной температурой замерзания в случае разрыва зона выброса испытательной жидкости должна быть оперативно локализована с помощью запруд, обвалования грунтом с последующей нейтрализацией раствора.

8.6.13 При комбинированном методе испытаний подземного трубопровода при отрицательных температурах в проектной (рабочей) документации должны быть определены теплотехнические параметры: скорость и объем (время) прокачки воды через испытуемый участок, температура воды на входе в трубопровод.

Принципиальная схема гидравлических испытаний подземного трубопровода без теплоизоляции приведена на рисунке В.8 приложения В.

8.6.14 При комбинированном методе испытаний надземного трубопровода при отрицательных температурах в проектной (рабочей) документации должны быть определены теплотехнические параметры: (начальная) температура воды в начале и конце участка трубопровода, требуемое количество подогретой воды и мощность источника подогрева.

Принципиальная схема испытаний надземного трубопровода подогретой водой приведена на рисунке В.9 приложения В.

      8.7 Предварительные испытания запорных узлов

8.7.1 Предварительные испытания запорных узлов должны проводиться до врезки в нитку трубопровода созданием внутреннего статического давления для выявления дефектов и подтверждения их герметичности до испытаний всего трубопровода (участка) после завершения СМР. Допускается проведение предварительных испытаний запорной арматуры на предприятии-изготовителе при проведении приемо-сдаточных испытаний, а испытание узлов запорной арматуры — в составе смонтированного трубопровода.

8.7.2 Подготовка запорного узла к испытаниям должна включать:

— приварку к концам монтажного узла временных патрубков с силовыми эллиптическими заглушками из труб длиной не менее 1,5 наружного диаметра трубопровода;

— монтаж на пониженном конце одного сливного патрубка с краном, на повышенном конце — воздухоспускного патрубка с краном и манометра;

— открывание запорной арматуры.

8.7.3 Предварительные испытания УЗА трубопроводов диаметрами от DN 500 до DN 1400 следует производить непосредственно на трассе на месте проектного расположения каждого УЗА.

8.7.4 Предварительные испытания УЗА для труб диаметром не более DN 500 следует производить на трассе либо вне ее, вблизи источника воды, соединяя несколько узлов в общую группу. После испытания группу У3А разъединяют на отдельные узлы, которые транспортируют к месту монтажа на трассе.

8.7.5 Предварительные испытания УЗА следует выполнять гидравлическим (вода, жидкость с пониженной температурой замерзания) или пневматическим методом.

8.7.7 Предварительные пневматические испытания УЗА проводят при давлении 3 МПа с выдержкой в течение 2 ч проверку на герметичность — при давлении 2 МПа в течение времени, необходимого для осмотра УЗА.

8.7.8 Воду в испытуемый УЗА следует подавать непосредственно из водоема или из передвижной емкости с помощью опрессовочного или наполнительно-опрессовочного агрегата.

8.7.9 Заполнять полость УЗА водой следует до тех пор, пока вода не появится на воздухоспускном кране.

8.7.11 УЗА считается выдержавшим предварительные испытания на прочность и проверку на герметичность, если не произошло деформаций и не выявлены утечки.

8.7.12 По окончании испытаний вода из УЗА должна быть слита, а заглушки со сливными и воздухоспускными патрубками демонтированы.

8.7.13 Принципиальная схема предварительных гидравлических испытаний УЗА приведена на рисунке В.10 приложения В.

8.7.14 Методы испытаний соединений трубопроводов на герметичность должны соответствовать ГОСТ 3242 и ГОСТ 25136.

      9 Осушка полости трубопровода и внутритрубное техническое диагностирование

      9.1 Осушка полости трубопровода

9.1.1 Осушку полости участков линейной части магистрального газопровода, технологических трубопроводов и оборудования объектов магистрального газопровода проводят по рабочей инструкции, под руководством комиссии по осушке, назначаемой совместным приказом лица, осуществляющего строительство и застройщика (технического заказчика).

9.1.2 Осушку полости трубопроводов выполняют для полного удаления из нее остатков воды после строительно-монтажных и ремонтных работ во избежание образования ледяных и газогидратных пробок после подачи природного газа, а также для обеспечения влагосодержания транспортируемого природного газа в диапазоне, установленном в нормативных документах.

9.1.3 Осушку полости нефтепроводов проводят при плановой консервации до начала эксплуатации.

9.1.4 Осушать полость трубопроводов следует после монтажа испытанных участков в единую нитку.

Для осушки полости трубопроводов применяют следующие способы:

— продувка предварительно осушенным газообразным агентом (воздухом, азотом);

— вакуумирование;

— комбинированный способ (продувка предварительно осушенным газообразным агентом с последующим вакуумированием).

9.1.5 Осушку вакуумированием выполняют при температуре грунта на глубине заложения газопровода (окружающей среды для надземных трубопроводов) не ниже 0°C.

9.1.6 При необходимости растапливания льда и удаления воды в процессе выполнения работ при отрицательных температурах окружающего воздуха допускается прогревание трубопроводов обвязок крановых узлов, дренажных линий и емкостей резервного газа.

9.1.7 Контроль влагосодержания воздуха на выходе из осушаемого газопровода осуществляют с помощью портативного гигрометра с потоковым датчиком с периодичностью 30 мин.

9.1.8 Контроль значения остаточного давления в полости, осушаемой вакуумированием, осуществляют с помощью вакуумметров по ГОСТ 2405. Приведенная погрешность применяемых вакуумметров не должна быть более 0,6%.

9.1.9 Осушку полости участков трубопроводов выполняют до достижения температуры точки росы минус 20°С при атмосферном давлении (минус 30°С для участков, проложенных в многолетнемёрзлых грунтах) или вакуумированием до достижения давления насыщенных паров воды в полости трубопроводов 100 Па. В отдельных случаях, при наличии особых требований к влагосодержанию продукта, установленных проектом, проводят более глубокую осушку полости трубопроводов.

9.1.10 Для интенсификации процесса испарения остаточной влаги и ее распределения по внутренней поверхности трубопровода в процессе осушки полости трубопроводов продувкой, рекомендуется пропускать пенополиуретановые поршни под давлением осушающего агента.

9.1.11 При выполнении работ по осушке на участках трубопроводов, проложенных в многолетнемерзлых грунтах, для удаления льда с внутренней поверхности труб, по решению председателя комиссии по осушке, до их начала может быть осуществлен пропуск по участку метанольной или гликолевой пробки (возможность выполнения этой операции должна быть предусмотрена в проектной (рабочей) документации).

9.1.12 После проведения осушки газопровода его полость заполняют азотом концентрацией не менее 98% и температурой точки росы минус 20°С до избыточного давления 0,02 МПа.

9.1.13 Измерительные приборы, применяемые при контроле качества осушки полости трубопроводов, должны быть внесены в государственный реестр средств измерений Российской Федерации в качестве средств измерений и быть с действующими свидетельствами о поверке.

      9.2 Внутритрубное техническое диагностирование

9.2.1 Для определения внутренних дефектов труб и сварных соединений после испытаний по трубопроводу рекомендуется пропускать ВИП.

9.2.2 Конструкцией линейной части трубопровода должна быть обеспечена возможность проведения ВТД, в том числе, должны быть:

— КПП;

— постоянный внутренний диаметр и равнопроходная линейная арматура;

— минимальный радиус изгиба трубопровода не менее 5 DN;

— решетки на тройниках-врезках отводов, перемычек трубопроводов, исключающие попадание ВИП в ответвления;

— КПП на участках переходов через естественные и искусственные препятствия в случае, если диаметр трубопровода на этих участках отличен от диаметра основного трубопровода;

— сигнальные приборы, маркерные устройства, регистрирующие прохождение ВИП.

9.2.3 Режим работы компрессорной (подача воздуха, газа) или насосной (подача воды) станции должен обеспечивать перемещение ВИП со скоростью в допустимом (в соответствии с техническими характеристиками ВИП) диапазоне.

9.2.4 Для оценки работы профилемера и дефектоскопов диагностическая организация должна осуществлять экспрессконтроль результатов ВТД. При неудачном запуске профилемера или дефектоскопа должен производиться его повторный пропуск.

9.2.5 По результатам ВТД диагностическая организация в установленные сроки должна выпускать технические отчеты, содержащие перечень дефектов, требующих устранения в соответствии с СП 86.13330.

9.2.6 Строительная организация должна обеспечивать устранение недопустимых дефектов, выявленных по результатам ВТД до ввода трубопровода в эксплуатацию.

      10 Охрана окружающей среды

10.1 При проведении работ по очистке полости трубопровода, гидравлическим испытаниям и удалению воды после гидравлических испытаний необходимо выполнять мероприятия по охране окружающей среды в соответствии с [1], [3] и настоящего раздела.

10.2 Инструкция по очистке полости трубопровода и его проверке на герметичность должна содержать раздел «Охрана окружающей среды», в котором должны быть приведены все необходимые сведения о выполняемых мероприятиях по охране окружающей среды при реализации намеченных работ.

10.3 Раздел «Охрана окружающей среды» должен включать:

— ситуационный план испытуемого участка трубопровода с указанием мест размещения водозабора, резервуара-отстойника, постов наблюдения, аварийных бригад, охранной зоны;

— расчет количества газа, выбрасываемого в атмосферу при удалении воды прокачкой газа после испытаний;

— продольный профиль всей протяженности трубопровода;

— схему размещения и техническое описание водозаборного сооружения, оборудованного средствами рыбозащиты;

— состав воды в источнике водоснабжения;

— схему проведения очистки полости и гидравлических испытаний и привязку ее к водным объектам;

— расчет объема воды для промывки и испытаний каждого участка трубопровода;

— расчет возможного влияния водозабора на уровень воды и экологию водоема;

— расчет времени осветления воды после промывки и гидравлических испытаний;

— расчет предельно допустимых сбросов загрязняющих веществ.

10.4 Разрешительные документы на забор и сброс воды оформляются в соответствии с [3], [4], [5].

10.5 Для проведения гидравлических испытаний трубопровода применяется источник водоснабжения, определенный проектной (рабочей) документацией.

В случае, если такой источник — естественный водный объект, то водозаборное сооружение ограждают снаружи металлической сеткой с ячейками размером не более 2 мм. Для очистки воды от механических загрязнений применяют фильтры с ячейками размером 100 мкм.

10.6 Не допускается сливать в реки, озера и другие водоемы воду, вытесненную из трубопровода после его гидравлических испытаний или промывки, без предварительной ее очистки в резервуарах-отстойниках.

10.7 Резервуары-отстойники, устраиваемые в углублении земной поверхности, должны быть экранированы в соответствии с 5.8 ГОСТ 17.5.3.04-83.

10.8 Плодородный слой почвы и грунт, извлеченный из котлована резервуара-отстойника при его сооружении, укладывают в отдельные бурты и используют при обратной засыпке и рекультивации.

10.9 Вода, использованная при испытаниях, должна сбрасываться в резервуар-отстойник для предварительной очистки от загрязняющих веществ до установленных нормативов ПДК водного объекта, после чего сбрасывается в проектный водный объект.

Принципиальная схема слива воды из трубопровода после промывки и испытаний трубопровода приведена на рисунке В.11 приложения В.

10.10 Система очистки воды в резервуаре-отстойнике должна предусматривать:

— отстаивание воды до начала слива в водоем;

— применение добавок для сбора с поверхности резервуара-отстойника нефтепродуктов;

— сброс воды из срединного слоя резервуара-отстойника для защиты от возможных загрязнений со дна и с поверхности резервуара.

10.11 В зонах наиболее вероятного попадания неочищенной опрессовочной воды в водоемы во время испытаний должно быть предусмотрено сооружение насыпей, дамб, водоотводных канав.

10.12 Сброс очищенной воды производится в местах водозаборов в водные объекты, пересекаемые трубопроводом. При необходимости прокладывают дополнительные трубопроводы от мест расположения резервуара-отстойника до точек сброса воды. При сбросе воды конец сливного патрубка погружают на глубину не менее 1 м.

10.13 Сброс воды из резервуара-отстойника в водный объект должен регулироваться краном на сливном патрубке таким образом, чтобы:

— исключить превышение уровня воды в водном объекте относительно допустимого, согласованного с местной гидрометеорологической службой;

— обеспечить соблюдение ПДК сбросов загрязняющих веществ в водный объект из резервуара-отстойника.

10.14 Использование для гидравлических испытаний жидкостей с пониженной температурой замерзания (антифризов) разрешается только по специальной технологии, с учетом их приготовления и утилизации, указываемой в проекте.

Сброс вод, содержащих указанные вещества, в водные объекты запрещен.

10.15 После окончания работ по испытаниям трубопровода все временно использовавшиеся земли для устройства водозаборов, размещения механизмов, сооружения резервуаров-отстойников и др. должны быть в обязательном порядке восстановлены (рекультивированы). Рекультивация земли должна производиться в соответствии с требованиями раздела 5 ГОСТ 17.5.3.04-83.

10.16 Вывоз и утилизация осадка должны осуществляться в соответствии с законодательством Российской Федерации в области обращения с отходами.

10.17 Нарушения ландшафта с образованием размывов, промоин, рытвин и т.д. в процессе испытаний (например, слива воды мощной струей) должны быть полностью ликвидированы, особенно в местах залегания сильнольдистых вечномерзлых грунтов, где такие явления могут иметь необратимый характер.

10.18 Состав и ПДК загрязняющих веществ в воздухе рабочей зоны после очистки и испытаний трубопроводов, следует определять в соответствии с ГОСТ 12.1.007.

      11 Требования безопасности при проведении работ

11.1 Требования к проведению работ по очистке полости и испытаниям трубопроводов приведены в [6], [7], [8] и настоящем разделе.

11.2 В инструкции по очистке полости, испытанию трубопроводов на прочность и проверке на герметичность должны быть предусмотрены требования пожарной и технической безопасности, определены опасные зоны [6]. В инструкции также приводятся процедуры подготовки персонала и оборудования к испытаниям, действия персонала и специальных служб во время испытаний в нормальных и аварийных условиях, процедуры окончания испытаний со снятием охранной зоны.

11.3 При проведении работ по очистке полости и испытаниям трубопроводов должна быть назначена комиссия из представителей застройщика (технического заказчика), лица, осуществляющего строительство, эксплуатирующей организации (или ее вышестоящей организации) и организации, осуществляющей контроль и надзор.

Создание комиссии осуществляется на основании совместного приказа застройщика (технического заказчика) и лица, осуществляющего строительство с назначением председателя комиссии.

Утверждение инструкции по порядку проведения работ, а также распоряжения по очистке полости трубопровода, испытаниям и удалению воды находятся в компетенции председателя комиссии.

11.4 В обязанности комиссии должны входить:

— проверка исполнительной документации и готовности участков трубопроводов (на месте) к очистке полости, испытаниям, осушке и заполнению азотом;

— организация изучения рабочих инструкций всеми членами комиссии, инженерно-техническими работниками, рабочими, участвующими в работах;

— назначение по согласованию с эксплуатирующей организацией или застройщиком (техническим заказчиком) (при необходимости, с местными органами власти) сроков выполнения работ;

— руководство всеми работами по очистке полости, испытаниям, осушке и заполнению участков, с назначением ответственных руководителей;

— обеспечение безопасности всех участников работ и населения, а также техники, оборудования и сооружений в зонах проведения работ;

— ведение технической документации;

— обеспечение немедленных мер по выяснению причин и устранению аварийной ситуации.

11.5 Члены комиссии, а также инженерно-технические работники и рабочие, участвующие в работах, должны быть ознакомлены с мероприятиями по промышленной и пожарной безопасности, с порядком действий и своими обязанностями при возникновении аварийных ситуаций.

11.6 Персонал, участвующий в работах по очистке полости и испытанию трубопроводов на прочность и проверке на герметичность, должен быть ознакомлен с технологической документацией на проведение испытаний, обеспечен необходимым инструментом, инвентарем, спецодеждой, средствами индивидуальной защиты и средствами связи, соответствующими ГОСТ Р 50829.

11.7 На период проведения работ по очистке полости и испытанию трубопроводов за пределами опасной зоны должны быть установлены предупредительные и запрещающие знаки, определены места и условия безопасного пребывания лиц, занятых в работах.

11.8 До очистки полости или испытания трубопроводов в местах, где он пересекает железные и автомобильные дороги или проходит вблизи от них, комиссия по испытаниям должна уведомить соответствующие организации (управление железной дороги, дорожный отдел и др.) о проведении указанных работ и согласовать с ними необходимые мероприятия по безопасности.

11.9 В процессе испытаний люди, механизмы и оборудование, за исключением опрессовочных агрегатов, должны находиться за пределами опасной зоны.

Размеры опасных зон, устанавливаемые на период проведения работ по очистке и испытанию подземных трубопроводов приведены в [6].

При испытаниях наземных или надземных участков трубопроводов опасная зона от оси трубопровода должна быть увеличена в два раза в обе стороны. Осмотр трубопровода с целью выявления дефектов и повреждений разрешается только после снижения давления до рабочего.

11.10 Для предотвращения проникновения в зону проведения испытаний трубопроводов посторонних лиц и транспортных средств за пределами опасной зоны выставляются охранные посты.

Число постов и их расстановка должны определяться в инструкции по очистке и испытанию трубопроводов.

11.11 Для измерения давления следует применять поверенные, опломбированные, с паспортами дистанционные приборы или манометры класса точности в соответствии с 8.3.4 ГОСТ 2405-88, устанавливаемые вне опасной зоны.

11.12 Производственное оборудование, применяемое при проведении работ по очистке полости, испытаниям и осушке трубопроводов, должно соответствовать ГОСТ 12.2.003.

11.13 Устранение неисправностей испытательного оборудования, обнаруженных в процессе испытания, проводят после отключения оборудования и снижения давления до атмосферного.

11.14 Работы по заполнению полости участков газопроводов азотом следует выполнять по разделу 6 ГОСТ 9293-74. Содержание кислорода в воздухе рабочей зоны должно быть не менее 19% (по объему).

Приложение А

Очистка полости, продувка и промывка трубопровода

Способы и параметры очистки полости трубопровода приведены в таблице А.1.

Таблица А.1

Способ очистки полости	Область применения и режим	Критерий качества
Протягивание	D>0 W=0,3-0,5 м/с	Очистное устройство вышло неразрушенным
Продувка с пропуском поршня	D 219 мм W=не более 20 м/с в соответствии с техническими характеристиками очистных устройств	Поршень вышел неразрушенным. Выходит струя незагрязненного воздуха
Продувка без пропуска поршня	D<219 мм R<5 DN L 5 км W=15-30 м/с	Выходит струя незагрязненного воздуха
Промывка с пропуском поршня	D 219 мм W 0,2 м/с	Поршень вышел неразрушенным
Промывка без пропуска поршня	D<219 мм R<5 DN W 1,5 м/с	Выходит чистая струя жидкости
Вытеснение загрязнений в потоке жидкости	D 219 мм W 1,5 м/с	Поршень вышел неразрушенным
Удаление воды	D 219 мм W 1,5 м/с	Впереди контрольного поршня нет воды
Обозначения: D — наружный диаметр трубопровода; R — радиус кривизны трубопровода; L — длина участка очистки полости трубопровода; W — скорость потока напорной среды (поршня).

Принципиальные схемы предварительной очистки полости, продувки, промывки и удаления воды после испытаний трубопроводов приведены на рисунках А.1-А.11.

а — пропуск штанги очистного устройства через секцию; б — центровка секций и сварка секций; в — очистка полости собранной секции; г — выброс загрязнений из секций;

1 — плеть трубопровода; 2 — внутренний центратор; 3 — очистное устройство; 4 — штанга; 5 — секция трубопровода; 6 — трубоукладчик

Рисунок А.1 — Принципиальная схема предварительной очистки полости

1 — ресивер; 2 — трубопровод; 3 — кран; 4 — перемычка; 5 — поршень;

Рисунок А.2 — Принципиальная схема продувки трубопровода с пропуском поршней под давлением воздуха (газа) из ресивера

а — непосредственно на месте проектной вырезки газопровода — отвода в действующий газопровод; б — через свечу действующего газопровода и временный шлейф, подведенный к продуваемому участку;

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

Рисунок А.3 — Принципиальная схема подключения для отбора природного газа из действующих газопроводов

а — продувка природным газом от скважины; б — продувка сжатым воздухом;

1 — скважина; 2 — трубопровод; 3 — кран; 4 — заглушка; 5 — компенсатор; 6 — подводящий патрубок; 7 — продувочный патрубок; 8 — коллектор; 9 — компрессор

Рисунок А.4 — Принципиальная схема продувки промыслового трубопровода

а — камера пуска на три поршня; б — камера пуска на два поршня;

1 — подводящий трубопровод; 2 — стопор; 3 — поршень; 4 — манометр; 5 — сигнализатор прохождения поршня

Рисунок А.5 — Принципиальная схема камеры пуска поршней при продувке трубопровода

1 — отрезок трубы с заглушкой; 2 — поршень-разделитель для окончательного удаления воды; 3 — стопор; 4 — поршень-разделитель для предварительного удаления воды; 5 — подводящий шлейф от наполнительных агрегатов; 6 — патрубок с краном для промывки; 7 — очистной поршень; 8 — патрубок с краном для заливки воды в полость перед промывкой; 9 — подводящий шлейф с краном от опрессовочных агрегатов; 10 — сигнализатор прохождения поршней; 11 — манометр; 12 — патрубок с краном подачи воздуха (газа); 13 — подводящий шлейф от источника воздуха (газа)

Рисунок А.6 — Принципиальная схема камеры пуска при промывке и удалении воды после испытания трубопровода

1 — отрезок трубы с заглушкой; 2 — стопор; 3 — сигнализатор прохождения поршней; 4 — манометр; 5 — сливной патрубок с кранами; 6 — контрольный сливной патрубок с краном

Рисунок А.7 — Принципиальная схема камеры приема поршней при промывке и удалении воды после испытания трубопровода

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

Рисунок А.8 — Принципиальная схема продувки трубопровода с применением компрессорной установки

а — заполнение ресивера сжатым воздухом; б — пропуск поршня под давлением воздуха от компрессорных станций; в — продувка плеча II от ресивера без пропуска поршня;

1 и 5 — очистные устройства; 2, 3 и 4 — перепускные патрубки с кранами; 6 — коллектор; 7 — подводящий патрубок; 8 — продувочный патрубок; 9 — передвижные компрессорные станции

Рисунок А.9 — Принципиальная схема очистки трубопровода с пропуском поршня от компрессорных станций с использованием ресивера

а — подготовка участка к проведению промывки; б — подача воды перед поршнем-разделителем; в — пропуск поршня-разделителя в потоке воды; г — подготовка участка к испытанию;

1 — очищаемый участок; 2 и 7 — перепускные патрубки с кранами; 3 — поршень-разделитель; 4 — коллектор; 5 — наполнительные агрегаты; 6 — подводящий патрубок; 8 — линейная арматура; 9 — сливной патрубок

Рисунок А.10 — Принципиальная схема промывки трубопровода с пропуском поршня

а — подготовка участка к проведению промывки; б — подача воды; в — подготовка участка к испытанию;

1 — очищаемый участок; 2 — подводящий патрубок; 3 — кран; 4 — наполнительные агрегаты; 5 — линейная арматура; 6 — сливной патрубок

Рисунок А.11 — Принципиальная схема промывки без пропуска поршня

Приложение Б

Примеры расчетов времени наполнения трубопровода, выбора типов и числа наполнительных агрегатов и компрессорных установок

Б.1 Расчет времени наполнения трубопровода

Для определения времени наполнения трубопроводов водой или воздухом следует применять номограмму. Номограмма состоит из двух частей (рисунок Б.1). В правой части по оси абсцисс отложена протяженность L участков трубопровода от 1 до 100 км. Наклонные линии этой части номограммы обозначают номинальные диаметры трубопроводов от DN 100 до DN 1400.

Рисунок Б.1 — Номограмма для расчета времени наполнения трубопровода водой или воздухом

Для определения времени заполнения трубопровода воздухом до создания давления Р необходимо найденное время умножить на коэффициент К, равный создаваемому давлению Р, то есть

При использовании для заполнения трубопровода группы наполнительных агрегатов или компрессоров необходимо найденное время разделить на число этих агрегатов. Если трубопровод заполняется воздухом последовательно компрессорами низкого и высокого давления, то время заполнения следует определять раздельно для каждого приема, а затем полученные результаты суммировать.

Б.2 Выбор типа и числа наполнительных агрегатов

Выбор наполнительных агрегатов следует осуществлять с использованием характеристик насосов в следующей последовательности:

— определить максимально возможные потери напора на участке трубопровода, подлежащем заполнению водой;

— установить скорость перемещения поршня по трубопроводу (расходом воды) в процессе заполнения полости водой;

— найти пересечение прямой, соответствующей заданному расходу воды, с характеристикой насоса;

— определить развиваемый насосом напор в точке пересечения прямой заданного расхода с характеристикой насоса;

— путем сравнения потери напора и напора наполнительного агрегата выбрать тип и число наполнительных агрегатов.

Потери напора на трение, отнесенные к 1 км трубопровода, в зависимости от его диаметра и расхода воды приведены в таблице Б.1. Характеристики наполнительных агрегатов приведены в соответствующих паспортах на указанное оборудование.

Таблица Б.1

Диаметр трубопровода , мм	Потери напора, м, при расходе воды, м /ч, равном
	100	300	500	1000	2000
1420	0,00029	0,0020	0,0050	0,0178	0,0616
1220	0,00051	0,0036	0,0091	0,0320	0,1110
1020	0,00148	0,0103	0,0255	0,0892	0,3315
820	0,00456	0,0318	0,0818	0,2754	0,9640
720	0,00613	0,0580	0,1516	0,5308	1,9718
530	0,02240	0,3118	0,7648	2,8556	11,423
325	0,3926	4,0100	10,491	39,347	157,39
219	0,48570	30,5441	83,36419	327,5012	1293,1524
159	15,4430	132,6729	363,1351	1430,7963	5661,6838

Пример 1 — Выбрать тип и число наполнительных агрегатов при заполнении водой трубопровода диаметром 1020 мм протяженностью 25 км с пропуском поршня-разделителя. Максимальный перепад высот по трассе составляет 140 м. Наполнительный агрегат установлен на расстоянии 120 м от испытуемого трубопровода и соединяется с ним трубопроводом диаметром 325 мм.

Возможные максимальные потери давления при заполнении участка трубопровода:

140 м — на преодоление максимального перепада высот по трассе;

5 м — на перемещение поршня;

Суммарный необходимый напор составит:

H=140+5+3+2=150 м.

Б.3 Выбор типа и числа компрессорных установок

Выбор типа и числа компрессорных установок следует осуществлять в следующей последовательности:

— определить максимально возможные потери напора (на трение, перепад высот, сопротивление перемещению поршня) на участке трубопровода;

— определить минимальное давление нагнетания компрессора;

— определить тип компрессора обеспечивающего рассчитанное минимальное давление нагнетания компрессора;

— определить необходимое число компрессорных установок.

Минимальное давление нагнетания компрессора вычисляют по формуле (Б.1).

Необходимое число компрессорных установок К вычисляют по формуле (Б.2).

Т — абсолютная температура воздуха (газа) соответственно в трубопроводе или ресивере, К;

n — коэффициент запаса, n=1,1 — для равнинной местности, n=1,25 — для пересеченной местности;

L — длина очищаемого участка, м;

h — разность высотных отметок между концом очищаемого участка и поршнем при его: перемещении по газопроводу, проложенному по пересеченной местности, м. (При прохождении поршня через точки газопровода, расположенные по продольному профилю выше конца очищаемого участка, значение h принимают отрицательным);

При контрольном пропуске поршней-разделителей, перемещающихся по газопроводу под давлением воздуха, подаваемого в осушаемый участок непосредственно от передвижных компрессорных установок, используют те же компрессорные установки, что и при предварительном удалении воды после гидравлических испытаний.

Необходимое число передвижных компрессорных установок для контрольного пропуска поршней-разделителей вычисляют по формуле (Б.3)

n=1,1-1,2 — для трубопроводов, проложенных по равнинной местности;

n =1,2-1,5 — для трубопроводов, проложенных по пересеченной местности;

Величина B может принимать следующие значения:

где R — газовая постоянная.

Пример 1 — Определить тип и число компрессорных установок для удаления воды из трубопровода диаметром 720 мм протяженностью 25 км с пропуском поршня-разделителя с температурой воздуха 298 К по равнинной местности (перепад высот 30 м). Потери напора на трение 0,02 МПа, потери перепада высот 0,3 МПа, сопротивление перемещению поршня-разделителя по трубопроводу 0,05 МПа, давление в конце участка 0,1 МПа (открытый участок).

Определяем минимальное давление нагнетания компрессора:

Необходимое число компрессорных установок

K=7.

Необходимое число компрессорных установок для контрольного пропуска поршней-разделителей

K=5.

Приложение В

Порядок проведения испытаний, применяемые технические средства, графики изменения давлений в трубопроводе и принципиальные схемы испытаний

Порядок проведения испытаний и применяемые технические средства по очистке полости и испытаниям трубопроводов (участков) приведены в таблицах В.1 и В.2.

Таблица В.1 — Последовательность выполнения работ и технические средства по очистке полости и испытаниям трубопроводов (участков) с применением гидравлического метода

Последовательность выполнения работ	Технические средства
Защита полости трубопровода от загрязнений	Инвентарные заглушки, водозаборные фильтры, сетки, котлованы
Предварительная очистка полости в процессе сварочно-монтажных работ	Очистное устройство, смонтированное на внутреннем центраторе. Емкость для сбора загрязнений
Предварительное испытание крановых узлов запорной арматуры трубопровода	Опрессовочные агрегаты. Манометры
Промывка трубопровода и сбор загрязнений в конце очищаемого участка	Наполнительные агрегаты. Поршни-разделители. Камеры пуска-приема поршней и загрязнений. Прибор поиска поршней. Манометры. Резервуар с системой очистки загрязненных вод
Контроль проходного сечения трубопровода	Поршень-калибр. Прибор поиска поршней
Испытание трубопровода с применением воды	Комплекс наполнительных и опрессовочных агрегатов. Приборы поиска утечек. Манометры. Термометры
Удаление воды после гидравлического испытания трубопровода с последующей очисткой и регулируемым возвратом в окружающую среду. Рекультивация	Поршни-разделители. Прибор поиска поршней. Манометры. Резервуар с системой очистки загрязненных вод
Осушка полости	Поршни-разделители. Резервуары сбора метанола

Таблица В.2 — Последовательность выполнения работ и технические средства по очистке полости и испытаниям трубопроводов (участков) с применением пневматического метода

Последовательность выполнения работ	Технические средства
Защита полости трубопровода от загрязнений	Инвентарные заглушки, воздухозаборные фильтры, сетки, котлованы
Предварительная очистка полости в процессе сварочно-монтажных работ	Очистное устройство, смонтированное на внутреннем центраторе. Емкость для сбора загрязнений
Предварительное испытание крановых узлов запорной арматуры трубопровода	Опрессовочные агрегаты. Манометры
Продувка трубопровода с пропуском поршня и сбор загрязнений в конце очищаемого участка	Высокопроизводительные компрессорные установки. Поршни для очистки полости. Камеры пуска-приема поршней и загрязнений. Прибор поиска поршней. Манометры
Контроль проходного сечения трубопровода	Поршень-калибр. Прибор поиска поршней
Испытание трубопровода с применением воздуха	Высокопроизводительные компрессорные установки. Прибор поиска утечек. Манометры. Термометры

Графики изменения давления в трубопроводах при гидравлических испытаниях приведены на рисунках В.1 и В.2.

а — в нижней точке трубопровода; б — в верхней точке трубопровода;

1 — заполнение трубопровода водой и подъем давления с помощью наполнительных агрегатов; 2 — подъем давления до испытательного при помощи опрессовочных агрегатов; 3 — испытания на прочность; 4 — снижение давления; 5 — проверка на герметичность

Рисунок В.1 — График изменения давления в газопроводе при гидравлических испытаниях

а — в нижней точке трубопровода; б — в верхней точке трубопровода;

1 — заполнение трубопровода водой и подъем давления при помощи наполнительных агрегатов; 2 — подъем давления до испытательного при помощи опрессовочных агрегатов; 3 — испытание на прочность; 4 — снижение давления; 5 — проверка на герметичность

Рисунок В.2 — График изменения давления в нефтепроводе и продуктопроводе при гидравлических испытаниях

Принципиальная схема испытаний участка трубопровода методом стресстеста приведена на рисунке В.3

1 — испытуемый трубопровод; 2 — наполнительный агрегат; 3 — насос низкого давления; 4 — всасывающий патрубок; 5 — резервуар для очистки воды; 6 — опрессовочный агрегат; 7 — шлейф от ресивера; 8 — очистной и разделительный поршни; 9 — стопор; 10 — свеча для выпуска воздуха; 11 — сливной (перепускной) трубопровод; 12 — блок измерения расхода воды (высокоточный сенсор расхода, датчик температуры, преобразователь сигналов); 13 — блок измерения давления (высокоточный датчик давления, датчик температуры); 14 — контрольный датчик давления и датчик температуры; 15 — кабельные линии; 16 — блок обработки результатов измерений (контроллер, компьютер)

Рисунок В.3 — Принципиальная схема испытаний участка трубопровода повышенным давлением (метод стресс-теста)

Графики изменения давлений в трубопроводе при проведении испытаний методом стресс-теста, пневматическим, комбинированным и гидравлическим методом приведены на рисунках В.4-В.6.

а — в нижней точке участка; б — в верхней точке участка;

Рисунок В.4 — График изменения давления в трубопроводе при испытаниях участка повышенным давлением (метод стресс-теста)

Рисунок В.5 — График изменения давления в трубопроводе при пневматических испытаниях

Рисунок В.6 — График изменения давления в трубопроводе при комбинированных испытаниях

Принципиальные схемы гидравлических испытаний приведены на рисунках В.7-В.10.

1 — трубопровод; 2 — поршень; 3 — агрегат наполнительный (опрессовочный); 4 — источник воды; 5 — резервуар-отстойник; 6 — запорная арматура; 7 — манометр; 8 — термометр

Рисунок В.7 — Принципиальная схема гидравлических испытаний трубопровода при отрицательных температурах

а — заполнение, подъем давления, испытания; б — очистка полости и удаление воды с пропуском поршня под давлением газа;

1 — трубопровод; 2 — поршень; 3, 4, 5 — краны подачи газа; 6, 7 — краны подачи воды; 8, 9 — краны слива воды; 10 — заглушка; 11 — наполнительный агрегат; 12 — опрессовочный агрегат

Рисунок В.8 — Принципиальная схема гидравлических испытаний подземного трубопровода без теплоизоляции

а — заполнение, подъем давления, испытания; б — удаление воды с пропуском поршня под давлением газа;

1 — трубопровод; 2 — компенсатор; 3 — поршень; 4 — заглушка; 5 — наполнительно-опрессовочная станция; 6 — емкость горячей воды; 7, 8, 9 — краны подачи воды; 10, 11 — краны слива воды; 12, 13, 14 — краны подачи газа

Рисунок В.9 — Принципиальная схема гидравлических испытаний надземного трубопровода подогретой водой

1 — крановый узел запорной арматуры; 2 — патрубок с заглушкой; 3 — сливной патрубок с краном; 4 — воздухоспускной патрубок с краном; 5 — манометр; 6 — свеча с заглушкой; 7 — шлейф с арматурой; 8 — опрессовочный агрегат; 9 — передвижная емкость с водой

Рисунок В.10 — Принципиальная схема предварительных гидравлических испытаний кранового узла запорной арматуры

Принципиальная схема слива воды из трубопровода после промывки и испытаний приведена на рисунке В.11.

1 — трубопровод; 2 — промывочный патрубок; 3 — пригрузы; 4 — водоразделительная стенка из железобетонных блоков; 5 — резервуар-отстойник; 6 — сливная труба

Рисунок В.11 — Принципиальная схема слива воды из трубопровода после промывки и испытаний

 Библиография

[1]	Федеральный закон от 10 января 2002 г. N 7-ФЗ «Об охране окружающей среды»
[2]	Федеральный закон от 26 июня 2008 г. N 102-ФЗ «Об обеспечении единства измерений»
[3]	Федеральный закон от 3 июня 2006 г. N 74-ФЗ «Водный кодекс Российской Федерации»
[4]	Постановление Правительства Российской Федерации от 12 марта 2008 г. N 165 «О подготовке и заключении договора водопользования»
[5]	Постановление Правительства Российской Федерации от 30 декабря 2006 г. N 844 «О порядке подготовки и принятия решения о предоставлении водного объекта в пользование»
[6]	Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Утверждены приказом Ростехнадзора Российской Федерации от 12 марта 2013 г. N 101
[7]	Приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 6 ноября 2013 г. N 520 «Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов» (Зарегистрирован в Министерстве юстиции Российской Федерации 16 декабря 2013 г. N 30605)
[8]	Приказ Минтруда Российской Федерации от 1 июня 2015 г. N 336н «Об утверждении «Правил по охране труда в строительстве» (зарегистрирован в Министерстве юстиции Российской Федерации 13 августа 2015 г. N 38511)
[9]	ВСН 005-88 Строительство промысловых стальных трубопроводов. Технология и организация
[10]	ВН 39-1.9-004-98 Инструкция по проведению гидравлических испытаний трубопроводов повышенным давлением (методом стресс-теста)
[11]	Инструкция по технике безопасности при производстве, хранении и транспортировании (перевозке) и использовании одоранта. Утверждена приказом ОАО «Газпром» от 29 марта 1999 г.

УДК 621.643	ОКС 75.200
Ключевые слова: магистральный трубопровод, промысловый трубопровод, очистка полости трубопровода, испытания на прочность, проверка на герметичность, осушка полости трубопроводов, внутри-трубное техническое диагностирование

РОССИЙСКОЕ
АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
«ГАЗПРОМ»

СИСТЕМА
НОРМАТИВНЫХ ДОКУМЕНТОВ В СТРОИТЕЛЬСТВЕ

СВОД ПРАВИЛ

Свод Правил сооружения
магистральных газопроводов

СП
111-34-96

Утверждено РАО «Газпром»

(Приказ от
11.09.1996г. № 44)

Москва

1996

СП 111-34-96

Свод Правил

Дата введения 1.10.1996 г.

Очистка полости и испытание
газопроводов

Свод
Правил разработан ассоциацией «Высоконадежный трубопроводный транспорт», РАО
«Газпром», АО «Роснефтегазстрой», ВНИИСТом, ВНИИГазом, Институтом электросварки
им. Е.О. Патона.

Авторы раздела:

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

ВВЕДЕНИЕ

Настоящий
«Свод Правил по сооружению магистральных газопроводов» был разработан
ассоциацией «Высоконадежный трубопроводный транспорт» по заданию РАО «Газпром»
в соответствии с введением в действие в 1994 г. Минстроем РФ СНиП
10-01-94 «Система нормативных документов в строительстве. Основные
положения». Этот СНиП определил структуру нормативной документации по
строительству, в которой предусматривается новый вид нормативного документа:
Своды Правил по проектированию и строительству.

Согласно СНиП
10-01-94 «Своды Правил по проектированию и строительству устанавливают
рекомендуемые положения в развитие и обеспечение обязательных требований
строительных норм, правил и общетехнических стандартов Системы».

«В Сводах
Правил приводят с необходимой полнотой рекомендуемые в качестве официально
признанных и оправдавших себя на практике положения, применение которых
позволяет обеспечить соблюдение обязательных требований строительных норм,
правил, стандартов и будет способствовать удовлетворению потребностей общества».

«Нормативные
документы Системы должны основываться на современных достижениях науки, техники
и технологии, передовом отечественном и зарубежном опыте проектирования и
строительства, учитывать международные и национальные стандарты технически
развитых стран».

Эти основные
положения СНиП
10-01-94 были приняты в качестве руководства по составлению «Свода Правил
по сооружению магистральных газопроводов».

Действующие
нормы в области трубопроводного транспорта устарели ( СНиП III-42-80 «Правила производства
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 создало известные сложности при составлении Свода Правил по
сооружению магистральных газопроводов, необходимость в которых была продиктована,
прежде всего, началом строительства крупнейшей, трансконтинентальной
газотранспортной системы Ямал-Европа.

В практике
Минстроя РФ Свод Правил составлялся впервые, поэтому вначале возникли сложности
в определении его оптимального состава. В представленном виде объем и
содержание Свода Правил по сооружению магистральных газопроводов одобрены
Минстроем РФ.

Настоящий Свод
Правил составлен в соответствии с действующими нормативами в области
проектирования и строительства трубопроводных систем, ссылки на которые указаны
в каждом его разделе. Однако отдельные рекомендации СП повышают и ужесточают
требования действующих нормативных документов.

В Свод Правил
введены также рекомендации по новым технологиям, прошедшим апробацию в
отечественной или зарубежной практике. Требования их выполнения также, как и
ужесточение нормативов, являются прерогативой, правом заказчика строительства
газопроводов.

В СП
предусматривается использование строительных и специальных материалов и
конструкций, оборудования и арматуры только гарантированного качества и
обеспечение высокого качества выполнения всего комплекса строительно-монтажных
процессов, надежности и безопасности сооружаемых газопроводных систем.

После ввода в
действие новой редакции СНиП «Магистральные трубопроводы» в Свод Правил по
сооружению магистральных газопроводов, в случае необходимости, будут внесены
коррективы. Так как Свод Правил разрабатывался применительно к строительству
газотранспортной системы Ямал-Европа, многие рекомендации имеют адресный
характер для технически сложных газопроводов этой системы.

В составлении
Свода Правил принимали участие ученые и специалисты ассоциации «Высоконадежный
трубопроводный 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 имени И.М. Губкина, а также других организаций.

Проект Свода
Правил прошел широкое обсуждение, по нему были получены заключения от 16
организаций РАО «Газпром», АО «Роснефтегазстрой» и других. Проведено
согласительное совещание с участием всех заинтересованных организаций.

Свод Правил по сооружению магистральных
газопроводов включает:

· СП 101-34-96.
Свод Правил по выбору труб для сооружения магистральных газопроводов.

· Свод Правил по
сооружению 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. Укладка газопроводов из труб, изолированных в заводских
условиях;

¨ СП
107-34-96. Балластировка, обеспечение устойчивости положения газопроводов
на проектных отметках;

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

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

¨
СП 110-34-96. Сооружение участков газопроводов в особо сложных геологических и
других условиях;

¨СП 111-34-96.
Очистка полости и испытание газопроводов.

Настоящий
раздел Свода Правил регламентирует очистку полости и испытание газопроводов.

Испытание на прочность
и проверка на герметичность перед сдачей газопроводов в эксплуатацию занимает
особо важное место в обеспечении надежности. Это позволяет определить запас
прочности по отношению к рабочим нагрузкам, выявить и устранить в газопроводе
дефектные элементы и тем самым обеспечить надежную работу газопровода на
расчетных режимах.

Работы по очистке полости и испытанию
газопроводов системы Ямал-Европа должны производиться по технологии нового
технического уровня, включающей:

• защиту полости газопроводов от
загрязнения на всех этапах сооружения газопровода;

•
предварительную очистку полости протягиванием механических очистных устройств в
процессе производства сварочно-монтажных работ;

• очистку
полости газопровода и сбор загрязнений в конце очищаемого участка;

•
предварительное испытание крановых узлов запорной арматуры до их монтажа в
нитку газопровода;

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

• испытание
газопровода на прочность давлением, создающим напряжения в металле трубы до
минимального нормативного предела текучести, и проверку на герметичность;

• обеспечение
экологической безопасности при производстве работ;

•
осушку полости газопровода;

• проверку газопровода внутритрубными
диагностическими устройствами.

Цель очистки полости магистрального
газопровода заключается в следующем:

• удалить
случайно попавшие при строительстве внутрь газопроводов грунт, воду и различные
предметы, а также поверхностный рыхлый слой продуктов коррозии и окалины путем
протягивания механического очистного устройства в процессе производства
сварочно-монтажных работ и пропуска поршня в процессе продувки или промывки;

• улучшить
пропускную способность и обнаружить грубые нарушения целостности газопровода
путем пропуска поршня;

• достигнуть хорошего качества очистки и
осушки полости, обеспечивающего заполнение газопроводов транспортируемым газом
без его загрязнения и увлажнения.

Испытание на прочность и проверку на
герметичность
участков системы
газопроводов, сооружаемых в различных 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
— гидравлическим способом (водой) при положительных температурах. Допускается
проведение гидравлического испытания при отрицательных температурах наружного
воздуха и грунта на уровне заложения газопровода с принятием мер, исключающих
замерзание воды;

• участки
газопровода, прокладываемые в горных условиях — комбинированным способом
(воздухом или природным газом и водой).

Учитывая
сложность, повышенную стоимость и лимит времени на гидравлическое испытание
магистральных газопроводов при отрицательных температурах, сложность,
повышенную опасность пневматических испытаний, затрудняющих производство
строительно-монтажных работ в энергетических коридорах, при разработке в
составе проектов организации строительства (ПОС) и проектов производства работ
(ППР) графиков организации строительства следует планировать проведение
испытаний, как правило, во II и III
кварталах года.

С целью повышения надежности системы
газопроводов также рекомендуется:

• устанавливать максимально допустимое
испытательное давление для линейной части газопровода не более величины,
вызывающей напряжения в металле трубы до минимального нормативного предела
текучести металла с учетом минусового допуска на толщину стенки;

• производить испытание переходов
газопроводов категории В через железные и автомобильные дороги и примыкающие к
ним участки трубопроводов категории I в три этапа;

• использовать
методы проверки на герметичность, основанные не только на измерении параметров
напорной среды в трубопроводе, но и дополнительно на непосредственном нахождении
места утечки. При этом предполагается широкое использование технических средств
для определения утечек в газопроводе, что позволит исключить потери
транспортируемого продукта в действующем газопроводе.

Изучение
статистики аварий на газопроводах показывает, что их значительное число имеет
место в первые годы эксплуатации. Это связано, прежде всего, с наибольшей
вероятностью именно в начале эксплуатации изменения пространственного положения
трубопровода, схемы его нагружения и напряженно-деформированного состояния,
достигающего в отдельных случаях предельных значений. Кроме того, такая
ситуация возникает из-за известного несовершенства методики испытания
трубопроводов и контроля качества производства строительно-монтажных и
специальных работ.

Магистральные
трубопроводы — одно из немногих сооружений, которые испытываются без полного
воспроизведения эксплуатационных нагрузок (температурных, динамических,
возможного изменения схемы нагружения и др.). Поэтому весьма желательно после
проведения испытаний в первый период эксплуатации провести на наиболее
ответственных участках внутритрубную диагностику с тем, чтобы повысить гарантию
работоспособности сооружения и создать базу для последующих наблюдений за
развитием дефектов, изменением физического состояния трубопровода.

При
производстве работ по очистке полости, испытанию газопровода на прочность и
проверке магистральных газопроводов на герметичность необходимо
руководствоваться следующими документами:

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

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

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

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

• Правилами техники безопасности при
строительстве магистральных стальных трубопроводов. М., Недра, 1982.;

• Типовой
инструкцией по безопасному ведению огневых работ на газовых объектах
Мингазпрома. — М., ВНИИгаз, 1988.;

• Настоящим
Сводом Правил.

1. Организация производства работ по очистке полости и
испытанию газопроводов

1.1.
Очистку полости газопроводов, а также их испытание на прочность и проверку на
герметичность следует осуществлять по специальной рабочей инструкции.

1.2.
Специальная рабочая инструкция составляется строительно-монтажной организацией
и заказчиком по каждому конкретному газопроводу или на группу однотипных
объектов с учетом местных условий производства работ, согласовывается с
проектной организацией и утверждается председателем комиссии по испытанию
трубопровода.

Специальная
рабочая инструкция по очистке полости, испытанию на прочность и проверке на
герметичность магистральных газопроводов с использованием природного газа
должна быть дополнительно согласована с Газнадзором РАО «Газпром» и с
эксплуатирующей организацией, осуществляющей подачу газа.

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

1.3.
Специальная рабочая инструкция по очистке полости и испытанию магистральных
газопроводов на прочность и проверке на герметичность должна предусматривать:

• способы,
параметры и последовательность выполнения работ;

• схему
очистки полости и испытания газопровода;

• методы и средства выявления и
устранения отказов (застревание очистных устройств, утечки, разрывы и т.п.);

• схему
организации связи на период производства работ;

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

• требования
по охране окружающей природной среды;

• специальные
вопросы (размещение и перемещение комиссии, взаимоотношения комиссии с
заинтересованными организациями, срочное медицинское обеспечение и др.).

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

Комиссия по
испытанию газопровода назначается совместным приказом генерального подрядчика и
заказчика или на основании совместного приказа их вышестоящих организаций.
Председателем комиссии по испытанию назначается представитель подрядчика.

В случаях, когда
для очистки полости газопроводов и их испытания используется природный газ, в
испытаниях должны участвовать соответствующие эксплуатирующие организации.

1.5.
При продувке и испытании газопровода природным газом из него предварительно
должен быть вытеснен воздух.

Определяемое
газоанализатором содержание кислорода в выходящей из газопровода газовоздушной
смеси должно быть не более 2 %.

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

Замер
параметров испытания должен производиться дистанционно приборами, вынесенными
за пределы охранной зоны.

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

Таблица
1

Размеры
охранной зоны, м

Виды работ	Охранная зона	Размеры охранной зоны, м
Очистка полости	Продувка	В обе стороны от оси газопровода	100
В направлении вылета очистного устройства от конца продувочного патрубка	1000
Промывка	В обе стороны от оси газопровода	25
В направлении вылета очистного устройства от конца промывочного патрубка	100
Испытание на прочность	При давлении испытания 8,25 МПа	Воздухом или газом	В обе стороны от оси газопровода	350
В направлении отрыва заглушки от торца газопровода	1000
Водой	В обе стороны от оси газопровода	100
В направлении отрыва заглушки от торца газопровода	1000
При давлении испытания выше 8,25 МПа	Воздухом или газом	В обе стороны от оси газопровода	525
В направлении отрыва заглушки от торца газопровода	1500
Водой	В обе стороны от оси газопровода	150
В направлении отрыва заглушки от торца газопровода	1500

1.7.
Проведение очистки полости, а также испытания газопроводов на прочность и
проверки на герметичность без надежной связи не допускаются.

1.8.
О производстве и результатах очистки полости, испытания газопроводов на
прочность и проверки на герметичность должны быть составлены акты по
установленной форме (приложение 1 ).

2. Структура комплексного процесса очистки полости и
испытания

2.1.
Комплексный процесс очистки полости и испытания газопроводов объединяет
завершающие процессы строительства общими технологическими и организационными
решениями. Структура комплексного процесса, технологии и технические средства
по очистке полости и испытанию газопроводов пневматическим и гидравлическим
способами показаны на рис. 1 и 2 .

Рис. 1. Технологии и технические
средства по очистке полости и испытанию газопроводов пневматическим способом

Рис. 2. Технологии и
технические средства по очистке полости и испытанию газопроводов гидравлическим
способом

В комплексный процесс
входят также подготовительные, промежуточные и заключительные работы,
обеспечивающие возможность последовательного проведения основных процессов,
монтаж и демонтаж узлов и оборудования, подготовку объекта к последующей
эксплуатации, работы по ликвидации отказов.

Защита полости газопровода от загрязнения в процессе строительства

2.2.
С целью предупреждения загрязнения полости газопровода и снижения затрат на
последующую ее очистку необходимо в процессе строительства принимать меры,
исключающие попадание внутрь трубопровода воды, снега, грунта и посторонних
предметов.

2.3.
Для предотвращения попадания загрязнений в полость газопровода необходимо
временно установить инвентарные заглушки:

• на отдельные
трубы или секции (плети труб) при их длительном хранении в штабелях, на
стеллажах;

• на концах секций при их
транспортировке и на концах плетей при их укладке;

• на концах
участков в местах технологических разрывов.

2.4.
Конструкция заглушки должна обеспечивать перекрытие трубопровода по всему
сечению, надежную герметизацию полости (для защиты от попадания воды, пыли,
снега, загрязнений и посторонних предметов), устойчивое положение в трубе,
возможность быстрой установки и снятия вручную, прочность и надежность
конструкции.

2.5.
Закачку воздуха и воды в газопровод для продувки, промывки и испытания
осуществляют через фильтры, исключающие попадание в полость загрязнений.

2.6.
При строительстве газопроводов в условиях отрицательных температур особое
внимание необходимо уделять защите труб, хранящихся в штабелях, от попадания в
них снега, который превращается в лед и сильно затрудняет последующую очистку
полости.

2.7.
Полость газопровода следует очищать в два этапа:

2.7.1.
Предварительная очистка полости протягиванием очистного устройства в процессе
производства сварочно-монтажных работ;

2.7.2.
Окончательная очистка полости с пропуском поршней и сбором загрязнений в конце
очищаемого участка:

• продувкой
сжатым воздухом или природным газом;

• промывкой
или удалением загрязнений в потоке жидкости.

Предварительная очистка полости протягиванием механического очистного
устройства

2.8.
Для повышения качества очистки полости, исключения вредного влияния продуктов
очистки полости на окружающую среду, уменьшения вероятности застревания поршней
при продувке, промывке и удалении воды после гидроиспытания рекомендуется
производить предварительную очистку газопроводов протягиванием очистного
устройства.

2.9.
Очистка полости газопроводов протягиванием механического очистного устройства
производится непосредственно в технологическом потоке сварочно-монтажных работ,
в процессе сборки и сварки отдельных труб или секций в нитку газопровода. В
процессе сборки и сварки трубопровода очистное устройство перемещают внутри
труб с помощью штанги трубоукладчиком (трактором). При этом загрязнения удаляют
из каждой вновь привариваемой секции газопровода (рис. 3 ).

Рис. 3.
Принципиальная схема предварительной очистки полости газопровода в процессе его
сборки и сварки в нитку с внутренним центратором:

а — пропуск штанги через секцию; б — центровка и
сварка секций; в — очистка полости собранной секции; г — выбор загрязнений из
секции; 1 — газопровод; 2 — внутренний центратор; 3 — очистное устройство; 4 —
штанга; 5 — секция газопровода; 6 — трубоукладчик.

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

Очистное
устройство располагается впереди центратора, что обеспечивает непосредственный
вынос посторонних предметов и загрязнений из полости на каждом стыке,
дополнительную защиту центратора, возможность постоянно контролировать
состояние очистного инструмента.

Предварительное испытание крановых узлов запорной арматуры до их монтажа в нитку газопровода ‘

2.11.
Для снижения количества отказов в процессе испытания газопровода и сокращения
при этом времени и средств рекомендуется по согласованию заказчика с
подрядчиком производить предварительное гидравлическое испытание крановых узлов
запорной арматуры до их монтажа в нитку газопровода. Целью таких испытаний
является выявление дефектов и определение герметичности крановых узлов запорной
арматуры до испытания в составе линейной части газовой магистрали.

2.12.
Предварительное испытание крановых узлов запорной арматуры следует производить
непосредственно на трассе — на месте проектного расположения каждого узла.

2.13.
Подготовка кранового узла запорной арматуры к испытанию должна осуществляться в
следующем порядке (рис. 4 ):

Рис. 4.
Принципиальная схема предварительного гидравлического испытания кранового узла
запорной арматуры:

1 — крановый узел запорной арматуры; 2 — патрубок с
заглушкой; 3 — сливной патрубок с краном; 4 — воздухоспускной патрубок с
краном; 5 — манометр; 6 — свеча с заглушкой; 7 — шлейф с арматурой; 8 —
опрессовочный агрегат; 9 — передвижная емкость с водой

• к концам
монтажного узла приваривают временные патрубки из труб длиной 6 м со сферическими заглушками;

• на
пониженном конце одного из приваренных патрубков монтируют сливной патрубок с
краном, а на повышенном — воздухоспускной патрубок с краном и манометр;

• полностью
открывают запорную арматуру.

2.14.
Воду в испытываемый узел следует подавать либо непосредственно из водоема
(реки, озера и т.п.), либо из передвижной емкости с помощью насоса
опрессовочного или наполнительно-опрессовочного агрегата. Персонал, емкость,
агрегаты и манометры должны располагаться вне охранной зоны.

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

• после
достижения давления, равного 2 МПа, необходимо прекратить подъем давления и
осмотреть узел. Во время осмотра подъем давления в крановом, узле запрещается;

• дальнейший
подъем давления до испытательного на прочность производят без остановок с
предварительным удалением людей за охранную зону.

2.16.
Гидравлическое испытание на прочность следует производить при давлении 1,1 Р_раб
в течение 2 ч, проверку на герметичность — при снижении давления до Р_раб
в течение времени, необходимого для осмотра кранового узла.

2.17.
Крановый узел запорной арматуры считается выдержавшим предварительное
гидравлическое испытание, если при осмотре узла не будут обнаружены утечки.

2.18.
По окончании гидравлического испытания воду из узла сливают и временные
патрубки с заглушками демонтируют.

Пропуск поршня-калибра

2.19.
После очистки полости следует проверить путем пропуска поршня-калибра проходное
сечение газопровода с целью выявления вмятин, гофр, овальностей и других
нарушений геометрической формы газопровода, препятствующих прохождению снарядов
для определения дефектов стенок труб.

2.20.
Размер калибровочной 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-калибр должен иметь прибор, обеспечивающий возможность определения его
местоположения в газопроводе в случае застревания (неприбытия в камеру приема).

2.22.
Пропуск поршня-калибра выполняют аналогично пропуску очистных поршней при
продувке или промывке.

2.23.
Если поршень-калибр застрял в газопроводе, то его необходимо извлечь, устранить
причину застревания, а затем повторить пропуск поршня-калибра.

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

в случае повреждения калибровочной
пластины следует провести работы по обнаружению и ремонту участка газопровода,
где она была повреждена.

2.25.
Калибровка газопровода считается законченной, когда поршень-калибр поступит в
камеру приема и на калибровочной пластине отсутствуют повреждения.

3. Очистка полости и испытание системы магистральных
газопроводов, прокладываемых в условиях вечной мерзлоты

Особенности производства работ на вечной
мерзлоте

3.1.
Сооружение системы магистральных газопроводов на вечной мерзлоте
характеризуется:

• крайне
ранимой природной средой;

• возможностью
производства основных строительно-монтажных работ только в зимний период;

• прокладкой
газопроводов в высокольдистых вечномерзлых грунтах;

•
невозможностью использования воды для промывки и испытания вследствие высокой
вероятности ее замерзания;

• неизбежной
многовариантностью ведения строительно-монтажных работ и корректировкой их
графика применительно к суровым и изменчивым природно-климатическим условиям.

3.2.
Учитывая изложенное в п. 3.1 , а также тот факт, что зимой практически все источники
воды перемерзают (особенно на Ямале) и вода в резервуарах-отстойниках замерзает
раньше, чем успеет отстояться до состояния, когда и ее можно будет слить на
местность, очистку полости, испытание на прочность и проверку на герметичность
газопровода следует производить сжатым воздухом или природным газом.

3.3.
Основные варианты комплексного производства работ по очистке полости и
испытанию магистральных газопроводов приведены в прил. 2 .

Очистка полости газопровода продувкой с пропуском поршня и сбор
загрязнений в конце очищаемого участка

3.4.
При продувке продукты очистки полости являются источником загрязнения
окружающей среды. Они концентрируются в местах выброса их (в конце очищаемого участка).

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

3.5.
В целях исключения загрязнения окружающей среды в отличие от традиционной
продувки на открытый конец газопровода рекомендуется продувка на закрытый
конец.

3.6.
Продувка с пропуском поршня осуществляется одним из следующих способов:

• воздухом,
подаваемым непосредственно от компрессоров;

• природным
газом от действующего газопровода или скважины.

3.7.
Продувка с пропуском поршня может применяться как при положительных, так и при
отрицательных температурах окружающего воздуха или грунта на уровне заложения
газопровода.

3.8.
Каждый участок очищают продувкой сжатым воздухом или природным газом с
последовательным пропуском трех поршней и сбором загрязнений в конце очищаемого
участка. Принципиальная схема камеры пуска очистных поршней при продувке
представлена на рис. 5 .

Рис. 5.
Принципиальная схема камеры пуска очистных поршней при продувке:

1 — труба с заглушкой; 2 — очистной поршень; 3 —
стопор; 4 — подводящий шлейф; 5 — патрубок с краном для пропуска третьего
поршня; 6 — коллектор; 7 — патрубок с краном для пропуска второго поршня; 8 —
патрубок с краном для пропуска первого поршня; 9 — патрубок с краном для
вытеснения воздуха (при продувке воздухом отсутствует); 10 — манометр; 11 — сигнализатор
прохождения поршней

Для сбора загрязнений используется камера приема поршней и загрязнений,
представляющая собой, например, отрезок трубы диаметром 1420 мм, закрытый с
одного конца сферической заглушкой и имеющий патрубок-отвод с арматурой диаметром
500 мм с другого конца, приваренного к очищаемому участку. Объем камеры приема
должен быть достаточным для сбора ожидаемого количества загрязнений и
размещения трех поршней. Принципиальная схема такой камеры приема поршней и
загрязнений при продувке представлена на рис. 6. Движущиеся в потоке
загрязнения при соударении с заглушкой оседают в камере приема, а воздух (газ)
через патрубок-отвод выходит в атмосферу.

Рис. 6. Принципиальная схема камеры приема
поршней и загрязнений при продувке:

1 — труба с заглушкой; 2 — патрубок-отвод с краном; 3 —
манометр; 4 — сигнализатор
прохождения поршней

3.9.
При продувке используются инвентарные камеры пуска поршней, камеры приема поршней
и загрязнений, а также регулирующая арматура, не предназначенные для
последующей эксплуатации в составе газопровода, а применяемые временно только
на этапе строительства.

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

3.10.
Использование камер приема-пуска внутритрубных устройств (поршней),
предусмотренных проектом на входе (выходе) компрессорных станций, а также
запорной линейной и байпасной арматуры (кранов), для продувки строящихся
магистральных газопроводов допускается, только по согласованию с
эксплуатирующей организацией (заказчиком).

3.11.
Участок газопровода следует продувать с пропуском поршней, оборудованных
очистными и герметизирующими элементами. При этом скорость поршня не должна
превышать 5 м/с, а при подходе к камере приема — 1 м/с. Скорость перемещения
поршня устанавливается:

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

• при продувке
газом от действующего газопровода или скважины — путем поддержания необходимого
давления в начале участка продувки.

3.12.
Если поршень застрял в газопроводе в процессе очистки полости, то его
необходимо извлечь из газопровода, устранить причину застревания, а участок
газопровода подвергнуть повторной очистке. Для обнаружения остановившихся
(застрявших) в газопроводе поршней следует применять специальные приборы
поиска.

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

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

Продувка воздухом

3.15.
В целях исключения загрязнения окружающей среды и экономии природного газа
продувку магистральных газопроводов следует осуществлять по безресиверной
технологии с пропуском поршней под давлением сжатого воздуха, подаваемого
непосредственно от высокопроизводительных компрессорных установок на базе
авиационных двигателей (прил. 3 ), что обеспечивает производство работ:

• без
использования ресивера;

• в 30 — 40
раз быстрее по сравнению с использованием других способов и технических
средств;

• одновременно на нескольких участках
независимо от строительной готовности газопровода в целом;

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

• в любое
время года и особенно эффективно в зимний период, когда производительность и степень
повышения давления компрессорных установок возрастает, а удельный расход
топлива и температура нагнетаемого воздуха уменьшаются.

3.16.
Продувку следует производить от мест технологических разрывов, захлестов или
установки линейной арматуры с приемкой поршня и сбором загрязнений в
специальные камеры.

3.17.
Сооружение временного технологического шлейфа для подачи сжатого воздуха от
компрессорных установок должно удовлетворять следующим требованиям:

• способ
прокладки — надземный на опорах или насыпных призмах из грунта, камней,
древесных материалов;

• количество опор и расстояние между
ними должны обеспечить гарантированный зазор между поверхностью грунта
(снежного покрова) и нижней образующей шлейфа;

• наружный
диаметр шлейфа 530 или 720 мм;

• шлейф прокладывается
под углом 20 — 60 градусов (в плане) к оси очищаемого газопровода для снижения
потерь давления скоростного потока сжатого воздуха;

• длина шлейфа
должна дополнительно обеспечить (в сочетании с другими мероприятиями) снижение
теплового воздействия закачиваемого в газопровод воздуха до уровня,
исключающего потерю устойчивости очищаемого газопровода и повреждения его
изоляционного покрытия.

3.18.
В случае если поставленные компрессоры не позволяют обеспечить
производительность, необходимую для перемещения поршней, то следует рассмотреть
применение системы подачи воздуха с использованием ресивера.

Продувка природным газом

3.19.
Природный газ для продувки участка газопровода следует подавать от действующего
газопровода, проходящего вблизи строящегося объекта, или от скважины через
сепараторы осушки газа, что должно быть согласовано с эксплуатирующими
организациями и отражено в рабочей инструкции.

3.20.
Продувку производят последовательно от источника газа по участкам между
линейными кранами.

3.21.
При продувке трубопровода газом из него предварительно должен быть вытеснен
воздух. Газ для вытеснения воздуха следует подавать под давлением не более 0,2
МПа (2 кГс/см²). Вытеснение воздуха считается законченным, когда
содержание кислорода в газе, выходящем из трубопровода, составляет не более 2
%. Содержание кислорода определяют газоанализатором.

Пневматическое испытание газопровода на прочность и проверка на
герметичность

3.22.
Испытание магистральных газопроводов, прокладываемых в условиях вечной мерзлоты,
на прочность и проверку герметичности следует производить воздухом или
природным газом.

3.23.
Испытание на прочность и проверку на герметичность необходимо выполнять после
полной строительной готовности участка или всего газопровода:

• полной
засыпки;

• установки
арматуры, приборов, катодных выводов;

• вывода
техники и персонала из опасной зоны;

• обеспечения
постоянной или временной связи.

До выполнения
указанных работ в комиссию по испытанию газопровода должна быть представлена
исполнительная документация на испытываемый объект.

3.24.
При проведении пневматического испытания давление внутри газопроводов создают
воздухом или природным газом.

В целях
экономии природного газа и исключения загрязнения окружающей среды испытание
газопровода необходимо производить с использованием высокопроизводительных
компрессорных установок.

Природный газ
для испытания трубопроводов следует подавать от действующих газопроводов,
проходящих вблизи строящегося объекта, или от скважины через сепараторы осушки
газа.

3.25.
При заполнении трубопровода воздухом или природным газом производится осмотр
трассы при давлении не более 2 МПа (20 кГс/см²).

В процессе
закачки в воздух или природный газ следует добавлять одорант, что облегчает
поиск утечек в газопроводе. Для этого на узлах подключения к источникам газа
или воздуха необходимо монтировать установки для дозирования одоранта.
Рекомендуемая норма одоризации этил-меркаптаном 50 — 80 г на 1000 м³
газа или воздуха.

Если при
осмотре трассы или в процессе подъема давления будет обнаружена утечка, то
подачу воздуха или газа в газопровод следует немедленно прекратить, после чего
должна быть установлена возможность и целесообразность перепуска воздуха или
газа на соседний участок. Осмотр трассы выполняется либо визуально, либо с
использованием специальных технических средств, в том числе установленных на
летательных аппаратах (прил. 3).

Осмотр трассы
при увеличении давления от 2 МПа до Р_исп и в течение времени
испытания трубопровода на прочность запрещается.

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

Давление при пневматическом испытании на прочность газопровода в
целом должно быть равно 1,1 Р_раб, а продолжительность выдержки под
этим давлением после стабилизации температуры — 12 ч (рис. 7).

Рис. 7. График изменения давления в
газопроводе при пневматическом испытании:

1 — подъем давления; 2 — осмотр газопровода; 3 —
стабилизация; 4 — испытание на прочность; 5 — снижение давления; 6 — проверка
на герметичность

В процессе
испытания производится измерение давления и температуры испытательной среды как
минимум в двух точках (по концам испытываемого участка).

Для измерения
давления и температуры испытательной среды следует использовать манометры и
термометры, а также специальные приборы.

3.27.
Испытание на герметичность участка или газопровода в целом производят после
испытания на прочность и снижения испытательного давления до проектного
рабочего в течение времени, необходимого для осмотра трассы, но не менее 12 ч.

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

3.28.
Учитывая, что при пневматическом испытании процессы наполнения газопровода
природным газом или воздухом до испытательного давления занимают значительное
время, необходимо особое внимание обращать на рациональное использование
накопленной в трубопроводе энергии путем многократного перепуска и
перекачивания природного газа или воздуха из испытанных участков в участки,
подлежащие испытанию. Для предотвращения потерь газа или воздуха при разрывах
заполнение трубопровода напорной средой и подъем давления до испытательного
необходимо производить по байпасным линиям при закрытых линейных кранах.

3.29.
Газопровод считается выдержавшим испытание на прочность и проверку на
герметичность, если за время испытания трубопровода на прочность труба не
разрушилась, а при проверке на герметичность давление с учетом температуры
оставалось неизменным, и не были обнаружены утечки.

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

3.31.
Для обеспечения достоверности результатов испытания на герметичность и
повышения надежности последующей эксплуатации магистрального газопровода
необходимо использовать течеискатели, а также другие технические средства
определения местоположения утечек в газопроводе, основанные на различных
методах их поиска (по звуку вытекающего из трубопровода воздуха или газа, на
основе анализа проб воздуха над поверхностью грунта и т.д.).

4. Очистка полости и гидравлическое испытание системы
магистральных газопроводов, прокладываемых в обычных условиях

4.1.
Комплекс работ по очистке полости и гидравлическому испытанию газопроводов,
сооружаемых в обычных условиях, включает:

• промывку
газопровода по участкам, протяженность которых равна или больше расстояния
между соседними линейными кранами, со сбором загрязнений в конце очищаемого
участка;

• испытание
газопровода на прочность давлением, создающим напряжения в металле трубы до
минимального нормативного предела текучести, и проверку на герметичность;

• удаление
воды после гидроиспытания газопровода с последующей очисткой и регулируемым
возвратом в окружающую среду;

• обеспечение
экологической безопасности при производстве работ;

• осушку
полости газопровода;

• проверку газопровода внутритрубными
диагностическими устройствами.

Очистка полости газопровода промывкой со сбором загрязнений в конце
очищаемого участка

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

а

б

Рис. 8. Принципиальная схема камеры пуска и
камеры приема поршней при промывке и удалении воды после испытания:

а — камера пуска; б — камера приема; 1 — труба с заглушкой;
2 — поршень-разделитель для окончательного удаления воды; 3 — стопор; 4 —
поршень-разделитель для предварительного удаления воды; 5 — подводящий шлейф от
наполнительных агрегатов; 6 — патрубок с краном для промывки; 7 — очистной
поршень; 8 — патрубок с краном для заливки воды в полость перед промывкой; 9 —
подводящий шлейф от опресовочных агрегатов; 10 — сигнализатор прохождения
поршней; 11 — манометр; 12 — патрубки с кранами для подачи воздуха или газа; 13
— подводящий шлейф от источника воздуха или газа; 14 — сливной патрубок с
кранами; 15 — контрольный сливной патрубок с краном

4.3.
Пропуск очистного устройства в потоке заполняющей газопровод воды обеспечивает
удаление из газопровода не только загрязнений, но и воздуха, что исключает
необходимость установки воздухоспускных кранов, повышает надежность обнаружения
утечек с помощью показаний манометров.

4.4.
Эффективная очистка полости и безостановочное устойчивое движение очистного
устройства достигается при скорости его перемещения в потоке воды (при
промывке) не менее 1 км/ч. Для достижения этой скорости суммарная
производительность наполнительных агрегатов должна быть не менее 1540 м³/ч.

4.5.
Протяженность участков, промываемых с пропуском очистных устройств, не должна
превышать расстояния между компрессорными станциями и должна определяться
проектом в зависимости от реальных условий трассы газопровода (расположения
источников воды, рельефа местности) и применяемых наполнительных агрегатов
(напора насоса).

4.6.
Промывка считается законченной после прихода очистного устройства в камеру
приема.

Вытеснение загрязнений в потоке воды

4.7.
Очистка полости газопроводов вытеснением загрязнений в скоростном потоке воды
осуществляется в процессе удаления воды после гидроиспытания с пропуском
поршня-разделителя под давлением сжатого воздуха или природного газа (см. рис. 8 ).

4.8.
Скорость перемещения поршня-разделителя в едином совмещенном процессе очистки
полости и удаления воды должна быть не менее 5 км/ч и не более величины,
определяемой технической характеристикой применяемого поршня-разделителя.
Регулирование скорости перемещения поршня осуществляется за счет изменения
подачи газа или воздуха и с помощью арматуры на сливном патрубке камеры приема
поршней.

Испытание газопровода водой на прочность и проверка на герметичность

4.9.
Для проведения гидравлического испытания давление внутри газопроводов создают
водой. В состав основных работ по гидравлическому испытанию трубопровода
входят:

• подготовка к испытанию;

• наполнение
трубопровода водой;

• подъем
давления до испытательного;

• испытание на
прочность;

• сброс давления до проектного
рабочего;

• проверка на
герметичность;

• сброс
давления до 0,1 — 0,2 МПа (1 — 2 кГс/см²).

При
необходимости выполняются работы, связанные с выявлением и ликвидацией
дефектов.

4.10.
Давление Р_исп при гидравлической испытании на прочность должно быть
(рис. 9 ):

• в верхней
точке участка — 1,1 Р_раб;

• в нижней точке
— не более давления, соответствующего минимальному нормативному пределу
текучести материала трубы.

Время выдержки под испытательным давлением должно составлять 24
ч.

Рис. 9. График
изменения давления в газопроводе при гидравлическом испытании:

1 — заполнение газопровода водой и подъем давления
наполнительными агрегатами; 2 — подъем давления до Р_исп
опрессовочными агрегатами: а — в нижней точке газопровода Р_исп £ Р_т; б
— в верхней точке газопровода Р_исп = 1,1 Р_раб; 3 —
испытание на прочность; 4 — снижение давления; 5 — проверка на герметичность

4.11.
При подготовке к испытанию необходимо выполнить следующие операции:

• смонтировать
на концах испытуемого участка сферические заглушки;

• смонтировать
и испытать обвязочные трубопроводы наполнительных и опрессовочных агрегатов и
шлейф подсоединения к газопроводу давлением, равным 1,25 Р_исп в
течение 6 ч;

• смонтировать
узлы пуска и приема поршней;

• установить
контрольно-измерительные приборы.

4.12.
При заполнении трубопровода водой для гидравлического испытания из него
необходимо удалить воздух с помощью поршней-разделителей.

4.13.
Наполнение трубопровода с пропуском поршня-разделителя производится при
полностью открытой линейной запорной арматуре.

Давление в
газопроводе поднимают наполнительными агрегатами до давления, максимально
возможного по их техническим характеристикам, а далее опрессовочными агрегатами
— до давления испытания (см. прил. 3).

Особенности производства работ по очистке полости и гидравлическому
испытанию при отрицательных температурах

4.14.
Основными способами очистки полости газопровода при отрицательных температурах
следует считать продувку с пропуском поршня и вытеснение загрязнений в потоке
воды.

4.15.
Оттаявшие при заполнении газопровода водой и гидроиспытании загрязнения, лед,
снег эффективно вытесняются в скоростном потоке воды, удаляемой после
гидроиспытания.

4.16.
Испытание газопроводов при отрицательной температуре выполняется водой, имеющей
естественную температуру водоема.

4.17.
Гидроиспытания при отрицательных температурах имеют особенности, обусловленные
возрастающей ролью фактора времени. Поэтому такие испытания следует завершить в
строго определенное расчетом время, в течение которого исключается замерзание
воды в трубопроводе. Для этого необходимы:

• тщательная
техническая подготовка, выполнение теплотехнического расчета параметров
испытания и четкая организация производства работ;

• обеспечение
обязательного контроля температуры воды в газопроводе и оценки изменения
давления при проверке на герметичность с учетом изменения температуры;

• устройство
укрытия и утепления линейной арматуры, узлов подключения наполнительных и
опрессовочных агрегатов, обвязочных трубопроводов с арматурой, приборов, камер
запуска и приема поршней, сливных патрубков и других открытых частей
испытуемого газопровода;

• установка
узлов приема поршней, исключающая заполнение газопровода водой на открытый
конец, слив воды самотеком и другие, не контролируемые процессы перемещения
воды в газопроводе;

• обеспечение
возможности быстрого удаления воды из газопровода, что гарантируется наличием
источников газа или воздуха и их готовностью к подсоединению к концам
испытываемого участка.

4.18.
Наполнение газопроводов водой для гидравлического испытания следует проводить с
помощью наполнительных агрегатов с пропуском очистных или разделительных
устройств.

Пропуск
поршней в процессе заполнения газопровода водой допускается при условии
предварительного прогрева магистрали прокачкой воды, или в том случае, когда
температура газопровода на всем испытуемом участке выше температуры замерзания
воды.

4.19.
При возникновении задержек в производстве работ по испытанию, приводящих к
превышению принятого в расчете времени испытания, следует возобновить прокачку
воды с определенной расчетной температурой через испытываемый участок.
Допускается осуществлять прокачку воды в период между испытаниями на прочность
и проверкой на герметичность, а также в период, когда газопровод находится не
под испытательным давлением.

Удаление воды после гидравлического испытания с последующей очисткой ее
и регулируемым возвратом в окружающую среду

4.20.
После гидравлического испытания из газопровода должна быть полностью удалена вода.

Для этого
пропускают поршни-разделители (см. прил. 3) под давлением сжатого
воздуха или природного газа в два этапа (см. рис. 8):

•
предварительный — удаление основного объема воды поршнем-разделителем;

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

4.21.
Результаты удаления воды следует считать удовлетворительными, если впереди
контрольного поршня-разделителя нет воды и он вышел не разрушенным. В противном
случае необходимо дополнительно пропустить контрольный поршень-разделитель.

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

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

4.24.
Оптимальные размеры сливных патрубков определяют в зависимости от отношения
длины к диаметру 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.
После гидравлического испытания участка газопровода запорная арматура на узле
приема поршня-разделителя должна быть открыта только после полной готовности
этого участка к удалению из него воды и получения извещения о начале движения
поршня разделителя из узла пуска. Это предотвращает образование воздушных
пробок и снижает давление воздуха (газа), необходимое для удаления воды.

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

4.27.
Контроль за движением разделителей должен осуществляться по показаниям
сигнализаторов, манометров, измеряющих давление в узлах пуска и приема поршней
и другими методами.

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

Система
очистки воды в резервуаре может предусматривать, например, отстаивание воды до
начала слива в водоем (реку), использование гидрофобного вспученного перлита
для сбора с поверхности резервуара нефтепродуктов, сооружение котлована и слив
воды из его срединного слоя для защиты от подсоса загрязнений со дна и с
поверхности резервуара и др.

4.29.
Сброс воды из резервуара-отстойника в реку должен регулироваться краном на
сливном патрубке таким образом, чтобы:

• исключить превышение уровня воды в
реке выше допустимого, согласованного с местной гидрометеорологической службой.

• обеспечить
нормы предельно допустимых сбросов загрязняющих веществ с отработанными водами
в реку.

Обеспечение экологической безопасности при очистке полости и
гидравлическом испытании газопроводов

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

4.31.
При промывке и удалении загрязнений в потоке жидкости производится сброс на
местность больших объемов загрязненной воды. Основной ущерб связан с
загрязнением и засолением грунтов, кроме того, может происходить растепление
вечномерзлых грунтов, размыв поверхностных грунтов водными потоками.

4.32.
При гидравлических испытаниях ущерб окружающей среде может быть нанесен за счет
отбора больших количеств пресной воды из малых источников и за счет уничтожения
живых организмов, содержащихся в используемой для опрессовки воде, а также за
счет разлива воды при разрушении газопровода. В случае слива воды на берег
естественных водоемов или в овраги возможно развитие эрозионных процессов при
течении потока воды.

4.33.
Инструкция по очистке 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 целях обеспечения экологически безопасного водозабора в инструкции по очистке
полости и испытанию газопровода следует предусмотреть:

• схему размещения и техническое описание
водозаборного сооружения, оборудованного средствами рыбозащиты;

• состав воды в источнике;

• схему
проведения очистки полости и гидроиспытаний;

• привязку
схемы очистки полости и испытания газопроводов к водным объектам;

• расчет
объема воды для промывки и испытания каждого участка;

• расчеты
возможного влияния на урез воды и экологию водоема (реки, озера и др.), из
которого производится водозабор, после изъятия необходимого для проведения
промывки и гидроиспытания газопровода объема воды.

4.35.
Условия очистки воды после промывки и испытания газопровода и ее слива в реку в
указанной инструкции должны отражать:

• состав
загрязненных вод, предназначенных для сброса в водоем (реку) после очистки
полости и испытания, соответствие концентрации загрязняющих веществ в воде
предельно допустимой концентрации;

• меры по
предотвращению размыва грунта при сливе воды;

• технологию
очистки загрязненных вод от механических и органических загрязнений;

• состав воды
в водоприемнике и его характеристика;

• меры по исключению вредного
воздействия отработанных вод на водоприемники
(реку, озеро);

• расчет
объема резервуара-отстойника и режима сброса воды в водоприемник;

• согласование
отвода земли под резервуар-отстойник;

• меры по рекультивации дна
резервуара-отстойника.

4.36.
Требования обеспечения экологической безопасности при разрыве газопровода в
ходе испытаний включают:

• обоснование
допустимого уровня экологической опасности;

• экстренные
меры по защите окружающей среды.

4.37.
В специальном разделе «Охрана окружающей среды» Инструкции по очистке полости и
испытанию газопровода следует также отразить:

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

• расчет количества газа, выбрасываемого
в атмосферу из участка при удалении воды газом после испытания;

• схему
высотных отметок по газопроводу;

• расчет
времени осветления воды после промывки и гидравлического испытания;

• расчет
предельно допустимых сбросов загрязняющих веществ.

5. Очистка полости и испытание магистральных газопроводов,
прокладываемых в горных условиях

5.1.
Испытание газопроводов, прокладываемых в горных условиях, рекомендуется
осуществлять отдельными участками комбинированным методом при условии, что
вблизи от участка находится, по крайней мере, один источник воды и источник
газа (воздуха), давление в котором (создаваемое которым) меньше необходимого
для испытания на прочность, так как при комбинированном методе давление внутри
трубопровода создают двумя средами — природным газом (воздухом) и водой.

5.2.
Комбинированный метод используется в тех случаях, когда невозможно применение
известных методов:

•
пневматического испытания природным газом — из-за отсутствия в районе
строящегося газопровода источников газа, способных обеспечить подъем давления
до испытательного;

•
пневматического испытания воздухом — из-за отсутствия в необходимом количестве
мощных передвижных компрессорных станций;

• гидравлического
испытания водой — из-за большой разности геодезических отметок отдельных
участков газопровода, что ведет к необходимости деления и испытания коротких
участков и, следовательно, к увеличению объема работ и числа гарантийных
стыков.

5.3.
Комбинированный метод испытания участка газопровода включает следующие основные
этапы:

• очистку
полости;

• заполнение
испытываемого участка природным газом или воздухом;

• заполнение
испытываемого участка водой до испытательного давления на прочность;

• испытание на
прочность;

• снижение
давления до максимального рабочего в верхней точке газопровода;

• проверку на
герметичность;

• удаление
воды.

5.4.
Очистка полости газопровода проводится продувкой с пропуском очистного
устройства.

5.5.
Испытываемый участок заполняют природным газом от действующего газопровода или
сжатым воздухом от компрессорных установок в порядке, принятом для
пневмоиспытания, до создания в нем давления, равного давлению в действующем
газопроводе или максимальному давлению нагнетания компрессора.

5.6.
После заполнения участка газом или воздухом подъем давления в нем до
испытательного следует производить опрессовочными агрегатами, закачивая в
трубопровод воду.

Заполнение
производят с перемещением поршня-разделителя впереди потока воды для уменьшения
смесеобразования воды с газом и облегчения последующего удаления воды из
газопровода.

5.7.
Давление при комбинированном испытании на прочность должно быть равно (рис. 10 ):

• в верхней
точке — 1,1 Р_раб;

• в нижней
точке — не превышать давления, соответствующего минимальному нормативному
пределу текучести материала трубы.

Продолжительность выдержки под этим давлением — 12 часов.

Рис. 10. График изменения давления в газопроводе при комбинированном
испытании:

1 — подъем давления; 2 — осмотр газопровода; 3 —
испытание на прочность (В — вода, Г — газ; в нижней точке газопровода Р_исп
£ р_т; в верхней точке
газопровода Р_исп = 1,1 Р_раб); 4 — снижение давления; 5 —
проверка на герметичность

5.8.
Протяженность участков, испытываемых комбинированным методом, назначается с
учетом перепада высот по трассе.

5.9.
После испытания участка газопровода комбинированным методом из него необходимо:

• возвратить часть газа в газопровод;

• удалить воду
в два этапа:

• первый этап — предварительный слив воды
под давлением природного газа или воздуха через патрубки, заранее установленные
в местах закачки воды;

• второй этап — с пропуском
поршней-разделителей, перемещаемых по газопроводу под давлением газа или воздуха
по технологии, принятой для гидравлического испытания газопроводов.

6. Очистка полости и испытание участков газопроводов
категории В и I^*

^* Категории участков магистральных газопроводов, в том
числе участки, прокладываемые в стесненных условиях, определены СНиП 2.05.06-85 и
уточнены приложением к письму МПС СССР и ГТК «Газпром» от 12.10.90 №
А-19235/РВ-705, согласованному письмом Госстроя СССР от 24.09.90 № АЧ-193Э-7.

6.1.
Очистку полости переходов газопроводов, прокладываемых через водные преграды с
помощью подводно-технических средств, проводят промывкой с пропуском поршней в
процессе его заполнения водой для гидравлического испытания на первом этапе или
протягиванием очистного устройства в процессе производства сварочно-монтажных
работ.

6.2.
Участки газопроводов категории В и I магистральных газопроводов должны быть
предварительно испытаны гидравлическим способом. После предварительного
испытания на прочность участков газопроводов категорий В и I их проверяют на
герметичность под рабочим давлением в течение времени, необходимого для осмотра
участка, но не менее одного часа.

6.3.
Переходы участков газопроводов категории В и I через водные преграды,
укладываемые с помощью подводно-технических средств, судоходные и несудоходные
с шириной зеркала воды в межень 25 м и более и прибрежные участки длиной не
менее 25 м каждый (от среднемеженного горизонта воды) и несудоходные с шириной
зеркала воды в межень от 10 до 25 м в русловой части испытываются в три этапа:

• первый этап — после сварки на стапеле или площадке перехода целиком или
отдельными плетями — водой на давление р_исп
= 1,5 Р_раб, но не более давления,
соответствующего минимальному нормативному пределу текучести материала трубы, в
течение 6 ч;

• второй этап — после укладки перехода — водой на давление 1,25 Р_раб в
течение 12 ч;

• третий этап — одновременное испытание со всем участком газопровода.

6.4.
Переходы подземные и надземные участков газопровода категории I через водные
преграды, укладываемые без помощи подводно-технических средств, несудоходные с
шириной зеркала воды в межень 25 м и более в русловой части и прибрежные
участки длиной не менее 25 м каждый (от среднемеженного горизонта воды);
несудоходные с шириной 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 ним участки газопроводов длиной до 100 м, участки между охранными кранами, узлы подключения, всасывающие
и нагнетательные газопроводы компрессорных станций (КС), станций подземного
хранения газа (СПХГ), установок комплексной подготовки газа (УКПГ), дожимных
компрессорных станций (ДКС) и головных сооружений, а также газопроводы
собственных нужд от узла подключения до ограждения территории указанных сооружений;
газопроводы, примыкающие к секущему крану узлов замера расхода газа (УЗРГ) и
пунктов редуцирования газа (ПРГ) длиной 250 м в обе стороны испытывают в два
этапа:

• первый этап — после укладки или крепления на опорах водой давлением 1,25 Р_раб
в течение 12 ч;

• второй этап — одновременное испытание со
всем участком газопровода.

6.5.
Испытание переходов газопроводов категории В через железные и автомобильные
дороги и примыкающие к ним участки трубопроводов категории I следует
производить в три этапа:

• первый этап — гидравлическое испытание перехода газопровода категории В после
его укладки на проектную отметку давлением 1,5 Р_раб (но не более
давления, соответствующего минимальному нормативному пределу текучести
материала трубы) в течение 6 ч;

• второй этап — гидравлическое испытание перехода газопровода категории В с
примыкающими участками категории I давлением 1,25 Р_раб в течение 12
ч;

• третий этап — одновременное испытание перехода и примыкающих участков со всем
участком газопровода.

6.6.
Испытание переходов газопроводов 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
проектную отметку давлением 1,5 Р_раб, (но не более давления,
соответствующего минимальному нормативному пределу текучести материала трубы) в
течение 6 ч;

• второй этап — одновременное испытание перехода со всем участком газопровода.

6.7.
Участки категории В линейной части трубопроводов, прокладываемые в стесненных
условиях, следует испытывать гидравлическим способом в два этапа:

• первый этап — после укладки на проектную
отметку давлением 1,5 Р_раб (но не более давления, соответствующего
минимальному нормативному пределу текучести материала трубы) в течение 6 ч;

• второй этап — одновременно со всем участком газопровода.

6.8.
Магистральные газопроводы, прокладываемые в горной местности, при укладке их в
тоннелях; пересечения газопроводов с нефтепроводами, нефтепродуктопроводами, водоводами,
канализационными коллекторами, подземными, наземными и надземными оросительными
системами и между собой многониточных магистральных газопроводов диаметром
более 1000 мм и давлением 7,5 МПа (75 кГс/см²) и выше в пределах 20
м по обе стороны от пересекаемой коммуникации; пересечения газопровода с
воздушными линиями электропередачи напряжением 500 кВ и более, а также узлы
подключения к газопроводу испытывают в два этапа:

• первый этап — до укладки или крепления на опорах водой давлением 1,5 Р_раб
в течение 6ч;

• второй этап — одновременное испытание со
всем участком газопровода.

6.9.
Трубопроводы категории В в пределах территории ПРГ линейной части газопроводов
испытывают водой давлением 1,5 Р_раб в течение 24 ч.

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

6.11.
Газопроводы и их участки категории I, II, III, IV, кроме указанных
в пп. 7.3 — 7.10,
испытывают в один этап одновременно со всем газопроводом.

7. Осушка полости газопроводов

7.1.
После механического удаления воды из газопровода поршнями-разделителями на
стенках труб, в микронеровностях, может оставаться водяная пленка. При
заполнении продуктом и эксплуатации газопроводов оставшаяся влага способствует
образованию кристаллогидратов, в результате чего снижается их пропускная способность.
Поэтому по требованию заказчика полость газопровода следует дополнительно
осушить, хотя эта операция и не предусмотрена действующими нормативными
документами на строительство трубопроводов.

7.2.
Осушку полости следует производить по специальной инструкции, согласованной с
органами надзора, проектной организацией, заказчиком, генподрядной строительной
организацией и утвержденной эксплуатирующей организацией. Инструкция должна
предусматривать мероприятия, направленные на снижение паровоздушной фазы в трубопроводе,
предупреждение гидратообразования.

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

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

7.5.
В процессе циркуляции сухого сжатого воздуха (газа) по газопроводу следует
периодически пропускать поршни-разделители, которые будут «размазывать»
скопившуюся на нижней образующей газопровода воду по поверхности трубы,
обеспечивая повышение эффективности осушки. Подачу сухого сжатого воздуха и
пропуски поршней-разделителей необходимо повторять до тех пор, пока в конце
участка не будет достигнута необходимая степень влажности. Замерять влажность
следует через регулярные промежутки времени.

7.6.
Для осушки полости газопровода с использованием метанола в камеру запуска
запасовывают по меньшей мере два поршня-разделителя, подают во внутритрубное
пространство между ними расчетное количество водопоглощающей среды — метанола и
осуществляют пропуск указанного «поезда» под давлением сухого сжатого воздуха
(газа) до его прихода в камеру приема поршней.

Число
метанольных пробок определяется инструкцией в зависимости от протяженности
участка, рельефа местности и количества оставшейся в газопроводе влага.

7.7.
Осушка считается законченной, когда содержание влаги в осушаемом газе не
превысит содержания влаги в транспортируемом природном газе (примерно 20 г/м³
сухого газа).

8. Внутритрубная диагностика

8.1.
Внутритрубная диагностика газопроводов проводится по договоренности с
заказчиком с целью обнаружения нарушения их формы и механических повреждений
стенок труб (овальность, вмятины и др.), дефектов коррозионного происхождения,
трещин в сварных соединениях и стенках труб, а также фиксирования фактического
пространственного 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.
Внутритрубную диагностику газопроводов проводят путем пропуска по нему
специальных снарядов и осуществляют в последовательности:

• магнитный
очистной поршень-шаблон для сбора металлических предметов, случайно попавших в
полость газопровода, и проверки возможности пропуска инспекционных
дефектоскопов;

• снаряды для
выявления коррозионных дефектов, обнаружения трещин в стенках и сварных
соединениях труб, пространственного положения газопровода.

8.3. Конструкция линейной части газопровода
должна обеспечивать возможность проведения внутритрубной диагностики, в том
числе иметь:

• камеры запуска
и приема внутритрубных устройств;

• постоянный
внутренний диаметр и равнопроходную линейную арматуру без выступающих внутрь
газопровода узлов и деталей, а также сварочного грата, подкладных колец;

• минимальный
радиус изгиба газопровода не менее пяти его диаметров;

• решетки на
тройниках-врезках отводов, перемычек газопровода, исключающие попадание
внутритрубных устройств в ответвления;

•
самостоятельные узлы пуска и приема внутритрубных устройств на участках
переходов газопровода через естественные и искусственные препятствия, диаметр
которых отличается от диаметра основного газопровода;

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

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

8.5.
Внутритрубная диагностика 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
перемещения диагностического устройства.

8.6.
В общем случае в состав основных работ по внутритрубной диагностике входят (в
порядке последовательности их выполнения):

• подготовка
газопровода к пропуску внутритрубного устройства;

• запасовка
внутритрубного устройства в камеру запуска;

• пропуск
внутритрубного устройства под давлением транспортируемого газа (воздуха, воды)
с записью информации о техническом состоянии газопровода в памяти устройства;

• приемка
внутритрубного устройства в камере приема;

• расшифровка
полученной информации.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

Формы
актов о производстве и результатах очистки полости и испытаний газопроводов

Форма № 1

Форма № 2

Форма № 3

Форма № 4

Форма № 5

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

Варианты
комплексного производства работ по очистке полости и испытанию магистральных
газопроводов, прокладываемых в условиях вечной мерзлоты

1. Основной вариант комплексного производства работ по очистке
полости и испытанию магистральных газопроводов, прокладываемых в условиях
вечной мерзлоты, в целом предусматривает (табл. 3 ):

•
предварительную очистку полости протягиванием очистного устройства в процессе
сборки и сварки труб в нитку газопровода;

•
безресиверную продувку воздухом, подаваемым непосредственно от мобильных
компрессоров на базе авиадвигателей (ВН 002-88 ВНИИСТ), отдельных участков в
направлении КС;

• испытание отдельных
участков воздухом (с перепуском и перекачиванием воздуха из участка в участок)
или природным газом.

2. Резервный вариант для первой нитки системы газопроводов в случае
задержки ввода КС и отсутствия природного газа нужного давления предусматривает
испытание газопровода сжатым воздухом от передвижных компрессоров с перепуском
и перекачиванием его из участка в участок.

3. Резервный вариант для второй и последующих ниток системы газопроводов
предусматривает окончательную очистку полости и испытание с использованием
природного газа:

• отдельными
участками с отбором газа от действующей нитки в направлении КС;

• целиком
газопровода между двумя КС.

4. Безресиверная продувка магистрального
газопровода возможна по двум вариантам:

4.1.
Вариант № 1: с разбивкой газопровода на четыре участка продувки. На первом
этапе проводят однократную продувку с пропуском поршня по одному участку,
непосредственно прилегающему к соответствующей компрессорной станции.
Протяженность этих участков определяют, исходя из конкретных условий
строительства.

Предварительную
продувку на каждом участке проводят по мере их готовности, независимо друг от
друга, в направлении КС.

На втором
этапе перебазируют компрессорную установку на базе авиационного двигателя
примерно в середину между двумя КС и производят трехкратную продувку в оба
конца по направлению к компрессорным станциям. При этом в обоих случаях поршень
движется сначала по неочищенному участку, а затем по предварительно очищенному
продувкой участку и приходит в камеру приема поршней.

Протяженность
участков продувки определяются конкретными условиями и схемой строительства,
готовностью участков.

4.2.
Вариант № 2: с разбивкой на три
участка продувки. На первом этапе проводят продувку с пропуском поршня по
одному участку, прилегающему к каждой компрессорной станции:

• один из
участков предварительно один раз;

• другой
участок окончательно трижды.

Ha втором этапе проводят
трехкратную продувку наращенного участка. При этом аналогично второму этапу
варианта № 1 каждый из трех поршней очищает сначала предварительно не очищенный
продувкой участок, затем предварительно продутый участок.

Последовательность
продувки прилегающих к КС участков, протяженность участков продувки
определяются конкретными условиями и схемой строительства, готовностью участков.

5.
При любом план-графике и условиях строительства один из двух вариантов продувки
обеспечивает очистку полости магистрального газопровода между двумя
компрессорными станциями.

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

• меньшее
время однократной продувки и, следовательно, меньшее единовременное тепловое
воздействие на очищаемый трубопровод и прилегающий слой грунта;

• более
равномерную контролируемую скорость перемещения поршня и, следовательно, более
полную и качественную очистку, меньший объем продуктов очистки, единовременно
поступающих в камеру приема поршней и загрязнений.

Для
магистральных газопроводов Ямал-Европа на участке км 0 (КС Бованенковская) — км
136 (КС Байдарацкая) основным следует считать вариант № 1, резервным — вариант
№ 2.

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

Таблица 3

Варианты
комплексного производства работ по очистке полости и испытанию магистральных
газопроводов на полуострове 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 — 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	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

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

Технические
средства для очистки полости и испытания газопроводов

Компрессорные установки на базе авиационных
двигателей

Для продувки
газопроводов воздухом следует применять компрессорные установки на базе
авиационных двигателей, указанные в табл. 4.

Таблица
4

Техническая характеристика компрессорных установок

Марка компрессорной установки	Производительность, м3/мин	Давление нагнетания, МПа	База	Производительность от двигателя	Мощность двигателя	Размеры, м	Масса, т
УКП-5	800	0,6	Блок-бокс	Изделие 95	35000 (кВт)	5,2 ´ 2,0 ´ 2,2 4,2 ´ 2,2 ´ 2,2	6,5
УКД-9	1000	1,1	Блок-бокс	Изделие 89	49000 (кВт)	5,2 ´ 2,0 ´ 2,2 4,2 ´ 2,2 ´ 2,2	7,0

Приборы поиска утечек

Система контроля утечек газа «Обзор-2»

Предназначена для
дистанционного контроля герметичности магистральных газопроводов с борта
вертолета путем обнаружения зон повышенного содержания метана в атмосфере.

Система,
устанавливаемая на летательных аппаратах, представляет собой двухволновый лазерный
локатор утечек метана, использующий пороговую систему измерения, и располагает
набором технических средств, обеспечивающих возможность оперативного поиска
утечек газа из магистральных газопроводов. При превышении заданного уровни
интегрального содержания метана в просвечиваемом лазерным излучением слое
атмосферы между летальным аппаратом и земной поверхностью система выдает
сигнал.

Техническая характеристика системы
«Обзор-2»

•
Точность определения положения утечек, м …………………….. + 10

•
Минимальная обнаруживаемая величина

интегрального
содержания метана в

зондируемом
слое атмосферы, % об.м ………………………………. 0,1

•
Минимальная интенсивность обнаруживаемых

утечек
(при скорости полета 60-120 км/ч), м³/сут ………………. 100 — 200

•
Высота полета летательного аппарата, м ………………………….. 30
— 70

•
Производительность обследования за смену (7 ч), км ……….. 400 — 500

Разработчик и
изготовитель — ДАО «Газавтоматика»

Система для дистанционного обнаружения утечек газа «МАГ-1»

Предназначена
для дистанционного обнаружения утечек газа из магистральных газопроводов с
борта летательного аппарата.

Система
представляет двухволновый лазерный локатор с пороговым принципом сигнализации.

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

Техническая
характеристика системы «МАГ-1»

• Скорость обследования, км/ч ……………………………………………………. 60
— 120

•
Высота полета, м ……………………………………………………………………… 300
+ 100

•
Минимальная обнаруживаемая концентрация

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

•
Точность определения положения утечки, м …………………………….. +
10

•
Минимальная интенсивность обнаруживаемых утечек, м³/сут ….. 100 — 200

•
Энергопотребление системы от бортовой сети

постоянного
тока напряжения 27 В, Вт, не более ………………………. 400

•
Габариты системы, мм …………………………………………………………….. 1350 ´650 ´450

•
Масса системы, кг, не более …………………………………………………….. 70

Разработчик —
«Газприборавтоматика»

Наполнительные и опрессовочные агрегаты

Для промывки и
предварительного гидравлического испытания переходов газопроводов через водные
преграды 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, м3/ч	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, м3/ ч	Давление при опрессовке, МПа	Мощность двигателя, л.с.	Масса, т
АО 161	9МГр-73	22,6	13	130	8,0
Азинмаш-32	1НП-160	12 — 51	16 — 4	100	15,1
ЦА-320М	9Т	18,4 — 82,2	18,2 — 4	180	17,2

Комплект оборудования

При
отрицательных температурах следует применять комплект оборудования в блочном
исполнении для очистки полости и гидравлического испытания газопроводов.
Комплект оборудования включает два наполнительных (АН 501) и два опрессовочных
агрегата (АО 161), смонтированных вместе с запорной арматурой и обвязкой в
индивидуальных обогреваемых утепленных блок-укрытиях, вагон-домик для отдыха
бригады по испытанию, системы отопления и освещения.

Техническая
характеристика

•
Производительность, м³/ч:

при
наполнении ………………………………….. 900
— 450

при
опрессовке ……………………………………. 42

•
Напор при наполнении, м вод.ст. …………… 138
— 240

•
Давление при опрессовке, МПа ……………… до
16

•
Общая масса, т ……………………………………….. 77

Комплектно-блочное
исполнение, укрытие и обогрев агрегатов, дублирование систем запуска насосов,
использование оптимальных схем обвязки насосных агрегатов обеспечивает высокую
эффективность и надежность оборудования в работе, как при положительных, так и
при отрицательных температурах наружного воздуха или грунта на уровне заложения
газопровода, сокращает на 60 % объем сварочно-монтажных работ и на 40 % общее
время очистки полости и испытания.

Поршни-разделители

Для очистки
полости газопроводов промывкой и вытеснением загрязнений в потоке удаляемой из
газопровода воды следует применять поршни-разделители, основные технологические
параметры которых приведены в табл. 7.

Таблица 7

Основные
технологические параметры поршней-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 двух основных блоков — блока генерации сжатого воздуха ГСВ и блока
оборудования для осушки сжатого воздуха ООСВ.

В блок ГСВ
входит модернизированная компрессорная установка УКП-5.

Основные
характеристики установки ГСВ

•
Максимальная производительность, кг/с (м³/мин) …………………………. 15 (750)

•
Максимальное давление воздуха, кГс/см² ……………………………………… 7

•
Превышение температуры сжатого воздуха над

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

•
Габариты, м …………………………………………………………………………………. 9 ´3 ´3

•
Масса, т ………………………………………………………………………………………. 12

•
Расход дизельного топлива, т/ч ……………………………………………………. 2,8

Основные
характеристики ООСВ

•
Габариты, м …… 6,0 ´2,2 ´2,2

•
Масса, т …………. 8

Основные
характеристики ГССВ при работе в режиме осушки

• Максимальная производительность, кг/с
(м³/мин) ………….. 10
(500)

•
Влагосодержание воздуха, г/кг ……………………………………….. 0,64
(точка росы — 20 °С)

• Максимальное давление воздуха, кГс/см² ………………………. 3,8 + 0,5

•
Превышение температуры сухого сжатого воздуха над

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

Устройства для внутритрубного обследования

Магнитные очистные поршни-шаблоны ПМО1

Магнитные
очистные поршни-шаблоны выполняют функцию металлосборщиков, очищая полость
трубы от металлических предметов, окалины, огарков сварочных электродов и пр.
Габаритные размеры и конструкция магнитных поршней идентичны соответствующим
магнитным снарядам, что позволяет поршням играть роль шаблона.

Техническая
характеристика ПМО1

•
Диаметр, мм …………………………………………………….. 1400

• Длина, мм ………………………………………………………… 1900

•
Масса, кг ………………………………………………………….. 2000

•
Скорость движения, м/с ……………………………………. 8,0

•
Проходное сечение …………………………………………… 0,85
D

Разработчик и
изготовитель — ПО «Спецнефтегаз»

Скребки очистные и снаряды-калибры

Скребки очистные
предназначены для очистки полости трубопровода от грязи, мусора и других
посторонних предметов.

Снаряды-калибры
позволяют определить реальное минимальное проходное сечение обследуемого
участка по величине загиба металлических лепестков калибровочного диска,
обеспечивают подготовку участка к пропуску инспекционных
снарядов-дефектоскопов.

Разработчик и
изготовитель — ПО «Спецнефтегаз»

Приборный комплекс дефектоскоп типа ДМТ1 (ДМТ2)

Предназначен
для внутритрубного периодического и выборочного диагностирования магистральных
трубопроводов. Комплекс работает с использованием принципа рассеивания
магнитного потока. Выявляет коррозионные дефекты, поперечные трещины,
эрозионный износ и другие дефекты, связанные с потерей металла в стенке
трубопровода, а также поперечные сварные швы, вмятины, элементы обустройства
(краны, отводы, тройники).

Отличаются
повышенной разрешающей способностью, увеличенным объемом регистрируемой
информации. Приспособлены для встраивания байпасного устройства регулирования
скорости движения, что позволяет не изменять режимов перекачки газа при
инспектировании газопроводов.

Техническая
характеристика дефектоскопа ДМТ1 (ДМТ2)

•
Диаметр контролируемого трубопровода, мм …………………………… 1420

•
Минимальное проходное сечение трубопровода ………………………. 0,9
В (0,85 D)

•
Масса, кг …………………………………………………………………………………. 3500

•
Длина, …………………………………………………………………………………….. 3985

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

• Параметры выявляемых дефектов:

размеры,
t (толщины стенки) ………………………………………………….. 3 t ´3 t (3 t ´3 t)

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

•
Ширина полосы контроля, мм ………………………………………………….. 37
(45)

•
Минимальный радиус поворота ………………………………………………. 3
D (3 D)

Разработчик и
изготовитель — ПО «Спецнефтегаз»

Дефектоскоп «Лайналог»

Предназначен
для выявления коррозионных повреждений, эрозионного износа, поперечных трещин и
других повреждений в стенках трубопроводов.

Техническая
характеристика дефектоскопа «Лайналог»

•
Наружный диаметр, мм ……………………………………………………………… 1420

• Длина, м ……………………………………………………………………………………. 4,5

•
Масса, кг ……………………………………………………………………………………. 7422

•
Допустимый диапазон температур для

транспортировки
снаряда, °С …………………………………………………….. от
— 50 до + 70

•
Рабочее давление в трубопроводе, кГс/см² …………………………………. min 30, max 100

•
Рабочий диапазон температур в трубопроводе, °С ……………………… от
— 15 до + 60

•
Скорость перемещения снаряда, км/ч …………………………………………. min
0,8, max 11,3

•
Срок службы батарей, ч ……………………………………………………………… 50

Разработчик и
изготовитель — «Тьюбоскоп», США

Приборный комплекс дефектоскоп « MAGNESCAN HR»

Предназначен для
определения внутренней и внешней потери металла труб. Дефектоскоп работает с
использованием принципа рассеивания магнитного потока. Датчики расположены по
всей окружности и охватывают всю стенку трубы. Отклонения магнитного поля в
местах аномалий или дефектов записываются. Осуществляется четкое разрешение
внутренней и внешней потери металла, а остаточная толщина стенки может быть
представлена в процентах от номинальной толщины стенки.

Данные
подвергаются цифровой обработке и записываются. После диагностического
обследования данные подвергаются интерпретации с использованием мощных
персональных компьютеров. Данные предоставляются в виде списка характерных
особенностей и графических изображений с условной цветопередачей в виде
распечатки или файла данных.

Техническая характеристика дефектоскопа « MAGNESCAN HR»

•
Номинальный диаметр, мм ………………………… 1420

•
Количество датчиков, шт. …………………………… 108

•
Максимальное давление, МПа ……………………. 10

•
Диапазон рабочих температур, °С ………………. 4
— 45

•
Максимальная толщина стенки, мм …………….. 25

•
Скорость движения прибора, м/с ………………… 0,7
— 4,0

•
Наименьший радиус углов поворота …………… R = 3 D

•
Минимальная глубина дефекта …………………… 10
% толщины стенки

•
Минимальный размер дефекта (длина) ……….. две
толщины стенки

•
Точность измерения глубины дефекта …………. +
10 % номинальной толщины стенки

•
Точность определения места расположения

трещины
от реперного сварного шва, м ………. +
0,5

Разработчик и
изготовитель — « Pipetronix»,
Германия

Комплекс « CALIPER»

Предназначен
для инспекции трубопроводов на наличие вмятин, овальностей, поперечных сварных швов
и изменений толщины стенки с помощью механических датчиков.

Техническая
характеристика комплекса « CALIPER »

•
Диаметр, мм ……………………………………………………………….. 1420

•
Общая длина ………………………………………………………………. 1,8
D

•
Минимальный диаметр прохода ………………………………….. 0,75
D

•
Чувствительность измерительной системы:

шероховатость …………………………………………………………… 0,002
D

изменение
толщины стенки ………………………………………. 0,001
D

•
Измерительная система пути ……………………………………….. два
дисковых одометра

•
Точность измерения пути, % ……………………………………….. +
0,1

•
Локальная точность между маркерными точками или

в
промежутках между двумя сварными швами, % …………… 0,1

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

•
Максимальное пробег в газопроводе, км ……………………… 250

•
Максимальное расстояние регистрации, км …………………. 250

• Минимальный радиус углов
поворота …………………………. R = 3 D

Разработчик и
изготовитель — « Pipetronix»,
Германия

Для
внутритрубной диагностики могут быть использованы инспекционные снаряды других
фирм, имеющих опыт в освидетельствовании магистральных трубопроводов.

ПРИЛОЖЕНИЕ 4

Основные
термины и понятия

Очистка полости газопровода — удаление
поверхностного рыхлого слоя продуктов коррозии и окалины, а также случайно
попавших при строительстве внутрь газопровода грунта, воды и различных
предметов.

Протягивание — очистка полости
газопровода механическим очистным устройством непосредственно в процессе сборки
и сварки отдельных труб или секций в нитку газопровода.

Продувка — очистка полости газопровода
с пропуском поршня под давлением сжатого воздуха или газа.

Промывка — очистка полости газопровода
с пропуском поршня под давлением воды.

Вытеснение загрязнений в скоростном потоке
— очистка полости заполненного водой газопровода с пропуском поршня под
давлением сжатого воздуха или газа.

Испытание на прочность — испытание
статическим внутренним давлением с целью подтверждения конструкционной
целостности газопровода.

Проверка на герметичность — испытание
статическим внутренним давлением для гарантии отсутствия утечки продукта из
трубопровода.

Удаление воды — освобождение полости
газопровода от воды после гидравлического испытания путем пропуска поршней под
давлением сжатого воздуха или газа.

Внутритрубная диагностика — определение
технического состояния газопровода с помощью специальных устройств,
перемещаемых внутри газопровода.

Осушка полости газопровода — снижение
влагосодержания внутри газопровода для исключения гидратообразования.

Экологическая безопасность —
предотвращение или ограничение опасных для жизни и здоровья людей,
разрушительных для хозяйствующих субъектов и окружающей среды последствий
производственной деятельности человека, техногенных воздействий путем
выполнения правовых норм, экономических, природозащитных и
инженерно-технических требований.

СОДЕРЖАНИЕ

МИНИСТЕРСТВО СТРОИТЕЛЬСТВА
ПРЕДПРИЯТИЙ НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

ВСЕСОЮЗНЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ
ИНСТИТУТ ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

СТРОИТЕЛЬСТВО МАГИСТРАЛЬНЫХ И ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

Очистка полости и испытание

ВСН 011-88

Миннефтегазстрой

Москва 1989

Содержание

РАЗРАБОТАНЫ И ВНЕСЕНЫ Всесоюзным научно-исследовательские
институтом по строительству магистральных трубопроводов (ВНИИСТ) д-р техн. наук
Р.М. Шакиров, канд. техн. наук И.Д. Красулин, инж. В.Г. Селиверстов, канд.
техн. наук А.И. Тоут, инж. Л.Н. Калинин, инж. А.И. Ивочкин, канд. техн. наук
М.С. Герштейн, инж. А.П. Зыкин, канд. техн. наук Е.М. Климовский, канд. техн.
наук А.Д. Двойрис, инж. В.П. Ханкин.

ПОДГОТОВЛЕНЫ К
УТВЕРЖДЕНИЮ Главным научно-техническим управлением Миннефтегазстроя Б.С. Ланге
— начальник отдела

С введением в
действие «Ведомственных строительных норм. «Строительство магистральных и
промысловых трубопроводов. Очистка полости и испытание» утрачивает силу
«Инструкция по производству очистки полости и испытанию строящихся магистральных
трубопроводов»  

СОГЛАСОВАНЫ
Госстрой СССР

                                 Главгосгазнадзор
СССР

                                 Главтранснефть

Министерство строительства предприятий нефтяной и газовой промышленности (Миннефтегазстрой)	Ведомственные строительные нормы	ВСН 011-88 Миннефтегазстрой
Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Очистка полости и испытание	Взамен ВСН 157-83 Миннефтегазстрой

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящие
Ведомственные строительные нормы (ВСН) распространяются на производство работ
по очистке полости, испытанию и удалению воды строящихся и реконструируемых
магистральных и промысловых стальных трубопроводов^* диаметром до
1420 мм (включительно), на которые распространяется действие СНиП 2.05.06-85 и «Норм проектирования промысловых стальных трубопроводов»

.

До ввода в
действие нового СНиП 3.06.01 «Магистральные трубопроводы» (взамен
пересматриваемого СНиП III-42-80) в части очистки
полости и испытания магистральных трубопроводов следует руководствоваться
настоящими ВСН.

___________________

* В тексте настоящих ВСН, за исключением особо
оговоренных случаев, вместо слов «магистральный (е) или промысловый (е)
трубопровод (ы)» будет употребляться слово» трубопровод».

1.2. Способы, параметры
и схемы проведения очистки полости и испытания устанавливаются проектной
организацией в рабочем проекте, проекте организации строительства.

Внесены Всесоюзным; научно-исследовательским институтом по строительству магистральных; трубопроводов (ВНИИСТ)

Утверждены Министерством строительства предприятий нефтяной и газовой промышленности 27.12.88 г.

Срок введения в действие 1 февраля 1989 г

Проектной
организацией должны быть обоснованы методы проведения испытаний при
отрицательных температурах с учетом климатических данных по каждому строящемуся
промыслу или участку трубопровода, предусмотрены дополнительные затраты на
проведение испытаний и мероприятия по материально-техническому обеспечению
производства работ.

1.3. На
основании принятых проектной организацией решений по очистке полости и
испытанию трубопроводов строительно-монтажные организации собственными силами
или с помощью проектно-технологических институтов разрабатывают соответствующие
проекты производства работ.

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

1.5. Учитывая
сложность, повышенную стоимость и лимит времени на гидравлическое испытание при
отрицательных температурах, сложность и повышенную опасность пневматических
испытаний, затрудняющих производство строительно-монтажных работ в
энергетических коридорах, при разработке в ПОС и ППР графиков организации
строительства следует планировать проведение испытаний, как правило, во II и
III кварталах года.

2. ОЧИСТКА ПОЛОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ

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

2.2. С целью
предупреждения загрязнения полости и снижения затрат на последующую очистку
строительно-монтажным организациям необходимо в процессе строительства
принимать меры, исключающие попадание внутрь трубопровода воды, снега, грунта и
посторонних предметов, в том числе не разгружать трубы на неподготовленной
площадке, не волочить их по земле и т.д.

2.3. Для
предотвращения загрязнений полости следует установить временные заглушки:

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

на концах
плетей в местах технологических разрывов.

2.4.
Закачку воды в трубопровод для промывки и испытания осуществляют через фильтры,
исключающие попадание в полость трубопровода песка, ила, торфа или посторонних
предметов из водоема.

2.5. До ввода
в эксплуатацию полость трубопровода должна быть очищена.

При очистке
полости каждого трубопровода или его участка необходимо:

удалить
случайно попавшие при строительстве внутрь трубопровода грунт, воду и различные
предметы, а также поверхностный рыхлый слой ржавчины и окалины;

проверить
путем пропуска поршня проходное сечение трубопроводов и тем самым обеспечить
возможность многократного беспрепятственного пропуска очистных и разделительных
или других специальных устройств при эксплуатации;

достигнуть
качества очистки полости, обеспечивающее заполнение трубопровода
транспортируемой средой без ее загрязнения и обводнения.

2.6. Очистка
полости трубопроводов выполняется промывкой, продувкой, вытеснением загрязнений
в потоке жидкости или протягиванием очистного устройства.

2.7. Промывка
или продувка осуществляется одним из следующих способов:

с пропуском
очистного или разделительного устройства;

без пропуска
очистного или разделительного устройства.

2.8. Промывку
и продувку с пропуском очистных или разделительных устройств следует выполнять
на трубопроводах диаметром 219 мм и более.

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

на трубопроводах диаметром менее 219 мм;

на
трубопроводах любого диаметра при наличии крутоизогнутых вставок радиусом менее
пяти диаметров трубопровода или при длине очищаемого участка менее одного
километра.

2.10. Очистку
полости подводных переходов трубопроводов диаметром 219 мм и белее,
прокладываемых с помощью подводно-технических средств, производят:

промывкой с
пропуском поршня-разделителя в процессе заполнения водой для проведения первого
этапа гидравлического испытания;

продувкой с
пропуском поршня или протягиванием очистного устройства перед проведением
первого этапа пневматического испытания.

На подводных
переходах трубопроводов диаметром менее 219 мм, сооружаемых с помощью
подводно-технических средств, очистку полости осуществляют протягиванием,
промывкой или продувкой без пропуска очистных устройств перед проведением
первого этапа испытания.

Подводные
переходы трубопроводов, укладываемые без помощи подводно-технических средств,
очищают по единой технологии одновременно со всем трубопроводом.

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

Перед
пропуском очистных и разделительных устройств следует убедиться в полном
открытии линейной арматуры (по указателям поворота затвора, положению конечных
выключателей и т.д.).

Продувка
трубопроводов с пропуском очистных устройств через неполнопроходимую линейную
арматуру запрещается.

2.12. Если
очистное или разделительное устройство застряло в трубопроводе в процессе
промывки или продувки, то это устройство необходимо извлечь из трубопровода,
устранить причину застревания, а участок трубопровода подвергнуть повторной
промывке или продувке.

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

2.14. Очистка
полости вытеснением загрязнений в потоке воды (жидкости), как правило,
совмещается с удалением воды (жидкости) после гидроиспытания трубопровода.

2.15. После
очистки полости любым из указанных способов на концах очищенного участка
следует устанавливать временные заглушки, предотвращающие повторное загрязнение
участка.

Промывка

2.16. Промывке
подвергают трубопроводы любого назначения, испытание которых предусмотрено в
проекте гидравлическим способом.

2.17. Пропуск
очистного или разделительного устройства по трубопроводу осуществляется под
давлением жидкости, закачиваемой для гидравлического испытания.

2.18. Впереди
очистного или разделительного устройства для смачивания и размыва загрязнений
заливают воду в объеме 10-15 % объема полости очищаемого трубопровода.

2.19.
Принципиальная схема производства работ при промывке с пропуском очистного или
разделительного устройства приведена на рис. 1.

2.20. Пропуск
очистного или разделительного устройства в потоке жидкости обеспечивает
удаление из трубопровода не только загрязнений, но и воздуха, что исключает
необходимость установки воздухоспускных кранов (кроме кранов, предусмотренных
проектом для эксплуатации), повышает надежность обнаружения утечек с помощью
манометров.

2.21. Скорость
перемещения очистного или разделительного устройства при промывке должна быть
не менее 1 км/ч для обеспечения безостановочного устойчивого движения
устройства.

2.22.
Протяженность участков, промываемых с пропуском очистных и разделительных
устройств, устанавливается с учетом расположения по трассе источников воды,
рельефа местности и напора, развиваемого насосным оборудованием, а также
технической характеристики очистного устройства (предельной длины его пробега).

2.23. Промывка
считается законченной, когда очистное или разделительное устройство выйдет из
трубопровода не разрушенным.

Рис.1.
Принципиальная схема производства работ при промывке трубопроводов:

а —
подготовка участка к проведению промывки; б — подача воды перед
поршнем-разделителем; в — пропуск поршня-разделителя в потоке воды; г —
подготовка участка к испытанию; 1 — очищаемый участок; 2 и 7
— перепускные патрубки с кранами; 3 — поршень-разделитель; 4 —
коллектор; 5 — наполнительные агрегаты; 6 — подводящий патрубок; 8
— линейная арматура; 9 -сливной патрубок.

Рис.2.
Принципиальная схема промывки без пропуска очистных или разделительных
устройств:

а —
подготовка участка к проведению промывки; б — подача воды; в —
подготовка участка к испытанию; 1 — очищаемый участок; 2 —
подводящий патрубок; 3 — кран; 4 — наполнительные агрегаты; 5
— линейная арматура; 6 — сливной патрубок.

2.24.
При промывке без пропуска очистного или разделительного устройства качество
очистки обеспечивается скоростным потоком жидкости.

2.25.
Принципиальная схема промывки без пропуска очистных и разделительных устройств
приведена на рис. 2.

2.26. Скорость
потока жидкости при промывке без пропуска очистных и разделительных устройств
должна составлять не менее 5 км/ч.

2.27.
Протяженность участков трубопроводов диаметром более 219 мм, промываемых без
пропуска очистных или разделительных устройств, устанавливается с учетом
гидравлических потерь напора в трубопроводе и располагаемого напора насосного
оборудования.

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

2.28. Промывка
без пропуска очистного или разделительного устройства считается законченной,
когда из сливного патрубка выходит струя незагрязненной жидкости.

Продувка

2.29. Продувку
выполняют сжатым воздухом или природным газом, поступающим из ресивера
(баллона), непосредственно от источника природного газа или
высокопроизводительных компрессорных установок.

Для продувки
могут быть использованы также инертные газы, подводимые к трубопроводам от
газовых установок промышленных предприятий.

2.30. Ресивер
для продувки создается на прилегающем участке трубопровода, ограниченном с
обеих сторон заглушками или запорной арматурой.

При заполнении
ресивера воздухом передвижные компрессорные станции можно использовать по одной
или объединить их в группы. В последнем случае нагнетательные трубопроводы
каждого компрессора подключают к коллектору, по которому воздух подают в
ресивер.

Рис. 3.
Принципиальная схема продувки трубопроводов воздухом:

а — участок
подготовлен к продувке плеча П; б — выпуск поршня из плеча П; в —
участок подготовлен к продувке плеча I; г — выпуск поршня из плеча I; I и 5 — очистные поршни; 2,3,4
— перепускные патрубки с кранами; 6 — коллектор; 7 — подводящий
патрубок; 8 — продувочный патрубок.

2.31.
Принципиальная схема продувки трубопроводов сжатым воздухом приведена на рис. 3.

Узел
подключения располагают в середине продуваемого участка, который разделяет его
на два плеча, попеременно являющиеся ресивером и продувочным плечом.

Продувку с
пропуском очистных поршней проводят в следующем порядке:

закачивают
воздух по патрубку 7 и коллектору 6 в плечо 1 (см. рис.
3, а), при этом должны быть закрыты краны на патрубок 3 и 4 и
предварительно проверена герметичность плеча I;

открывают кран
на патрубке 4 и продувают плечо II
(см. рис. 3, 6);

отрезают
продувочный патрубок 8 на конце плеча П и вместо него устанавливают заглушку
(см. рис. 3,в);

срезают на
конце плеча 1 заглушку и устанавливают продувочный патрубок;

закачивают
воздух по подводящему патрубку и перепускному патрубку 4 в плечо II, при этом краны на
патрубках 2 и З необходимо закрыть и предварительно проверить герметичность
плеча II;

закрывают кран
на подводящем патрубке 7;

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

2.32.
Природный газ для продувки магистральных трубопроводов следует подавать от
заполненного газом действующего газопровода, пересекающего или проходящего
вблизи строящегося трубопровода.

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

2.34. Отбор
природного газа из действующего газопровода производится в соответствии с
принципиальными схемами, приведенными на рис. 5.
Если рабочее давление в действующем газопроводе превышает давление испытания
строящегося трубопровода, то в линии отбора газа следует устанавливать
предохранительный клапан.

2.35. При
отборе газа от действующих газопроводов и скважин следует проводить специальные
мероприятия, обеспечивающие бесперебойную эксплуатацию этих объектов в период
продувки строящихся участков: разрабатывать схемы подключения временного
шлейфа, определять объем и давление газа для продувки, устанавливать время
отбора газа и схему связи. Эти мероприятия должны быть согласованы с
эксплуатирующими организациями и отражены в специальной (рабочей) инструкции.

Все
сварочно-монтажные работы по прокладке временных шлейфов подачи газа необходимо
выполнять в соответствии с нормами и правилами сооружения трубопроводов.

Рис. 4. Принципиальная
схема продувки трубопроводов газом при подключении участка непосредственно к
источнику газа:

а —
вытеснение воздуха газом из участка I; б — пропуск очистного поршня по
участку I; в — участок заполнен газом для продувки участка П; г —
вытеснение воздуха газом из участка П; д — пропуск очистного поршня по
участку П; I,П — продуваемые участки; 1
-источник газа являющийся ресивером для продувки участка I; 2 — байпас; 3
— кран; 4 — свеча

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

а —
непосредственно на месте проектной вырезки газопровода-отвода в действующий
газопровод, б — через свечу действующего газопровода и временный шлейф,
подведенный к продуваемому участку; 1 — продуваемый участок; 2 —
поршень; 3 — свеча на узле запасовки поршней; 4 — действующий
газопровод; 5 — кран коллектора; 6 — коллектор; 7 — кран
отключающий; 8 — свеча на шлейфе; 9 — шлейф; 10 — свеча на
действующем газопроводе; II — линейный кран на действующем газопроводе.

2.36.
Продувку промысловых трубопроводов осуществляют под давлением сжатого воздуха
или газа в соответствии с принципиальными схемами, приведенными на рис. 6.

2.37. При
продувке трубопроводов газом из них предварительно должен быть вытеснен воздух.

Газ для
вытеснения воздуха следует подавать под давлением не более 0,2 МПа (2 кгс/см²).
Вытеснение воздуха считается законченным, когда содержание кислорода в газе,
выходящем из трубопровода, составляет не более 2 %. Содержание кислорода
определяют газоанализатором.

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

2.39. Для
продувки с пропуском поршня давление воздуха (или газа в ресивере при
соотношении объемов ресивера и продуваемого участка 1:1) определяется по
табл.1.

Таблица 1

Условный диаметр трубопровода, мм	Давление в ресивере, не менее, МПа (кгс/см2)
для трубопроводов, очищенных протягиванием очистных, устройств	для трубопроводов, не очищенных протягиванием очистных устройств
До 250 От 300 до 400 От 500 до 800 От 1000 до 1400	1,0 (10) 0,6 (6) 0,5 (5) 0,4 (4)	2,0 (20) 1,2 (12) 1,0 (10) 0,8 (8)

Рис. 6.
Принципиальная схема продувки промыслового трубопровода:

а — продувка
природным газом от скважины; б — продувка сжатым воздухом; 1 —
скважина; 2 — трубопровод; 3 — кран; 4 — заглушка; 5
— компенсатор; 6 — подводящий патрубок; 7 — продувочный патрубок;
8 — коллектор; 9 — компрессор

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

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

2.41.
Надземные, монтируемые на опорах трубопроводы следует продувать с пропуском
очистных устройств облегченной конструкции, масса и скорость перемещения
которых не вызовут разрушения трубопровода или опор.

2.42. Для
продувки надземных трубопроводов используют очистные поршни типа ОПКЛ или
поршни-разделители типа ПР, ДЗК, ДЗК-РЭМ.

2.43. Пропуск
поршней по надземным трубопроводам следует осуществлять под давлением газа или
воздуха со скоростью не более 10 км/ч.

2.44. При
любом способе прокладки трубопровода протяженность участка продувки с пропуском
очистных или разделительных устройств устанавливается с учетом технической
характеристики устройства (предельной длины его пробегами) давления продувки.

2.45. Продувка
трубопроводов (кроме магистральных газопроводов) проводится с пропуском одного
очистного устройства.

Продувка с
пропуском очистного устройства считается законченной, когда после вылета
очистного устройства из продувочного патрубка выходит струя незагрязненного
воздуха или газа.

Если после
вылета очистного устройства из трубопровода выходит струя загрязненного воздуха
или газа, необходимо провести повторную продувку участка.

Если после
вылета очистного устройства из продувочного патрубка выходит вода, по
трубопроводу дополнительно следует пропустить разделитель. На магистральных
газопроводах производится трехкратная продувка с пропуском очистных устройств.

2.46. Продувка
без пропуска очистных устройств осуществляется скоростным потоком воздуха или
газа.

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

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

2.49. Продувка
без пропуска очистного устройства считается законченной, когда из продувочного
патрубка выходит струя незагрязненного воздуха или газа.

Продувка с
использованием высокопроизводительных компрессорных установок

2.50. Продувка
трубопроводов с использованием высокопроизводительных мобильных компрессорных
установок на базе авиационных двигателей производится следующими методами:

скоростным
потоком воздуха непосредственно от компрессорной установки (без применения
ресивера и без пропуска очистного устройства);

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

с пропуском
очистного устройства под давлением воздуха из ресивера, заполненного от
компрессорной установки;

в
комбинированном режиме, предусматривающем предварительную продувку полости
трубопровода скоростным потоком воздуха и последующую продувку с пропуском
очистного устройства без. применения ресивера на обоих этапах (для сильно
загрязненных участков).

2.51.
Принципиальная схема продувки трубопровода о применением высокопроизводительной
мобильной компрессорной установки типа ТКА 80/0,5 без использования ресивера и
запорной арматуры приведена на рис. 7.

При работе
установки выхлопные газы газогенератора 2 раскручивают турбокомпрессор 3, подающий
сжатый воздух через предохранительный клапан 4 и подсоединительный трубопровод
5 в камеру пуска поршня 6. Поршень 7 при движении очищает полость трубопровода
8.

Рис.7.
Принципиальная схема продувки трубопровода с применением компрессорной установки
типа ТКА-80/0,5:

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

2.52. Продувке с пропуском очистного устройства под давлением
воздуха непосредственно от компрессорной установки типа ТКА 80/0,5 подлежат
участки трубопроводов диаметром 1020, 1220 и 1420 мм протяженностью
соответственно не более 10, 20 и 30 км.

Протягивание

2.53. Очистка полости
протягиванием очистного устройства производится непосредственно в
технологическом потоке сварочно-монтажных работ, в процессе сборки и сварки
отдельных труб или секций в нитку трубопровода.

Протягивание
очистных устройств по надземным трубопроводам осуществляется до их укладки или
монтажа на опорах.

2.54. В
процессе сборки и сварки, трубопроводов очистное устройство перемещают внутри
труб с помощью штанги трубоукладчиком (трактором). Загрязнения удаляют в конце
каждой секции (рис. 8).

2.55. Очистку
полости трубопроводов, собираемых в нитку с помощью внутреннего центратора,
производят очистным устройством, конструктивно объединенным с этим центратором.

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

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

2.7. В случае
выполнения очистки полости промысловых трубопроводов протягиванием очистного
устройства продувку или промывку разрешается не производить по согласованию с
заказчиком.

Рис. 8.
Принципиальная схема очистки полости трубопроводов в процессе их сборки в нитку
с наружным центратором:

а — пропуск
штанги очистного устройства через секцию; б — центровка секций и сварка
стыка; в — очистка полости собранной секции; г — выброс
загрязнений из секций; 1 — очистное устройство; 2 — наружный
центратор; 3 — штанга; 4 — трубоукладчик.

Вытеснение
загрязнений в потоке жидкости

2.58.
Очистка полости трубопроводов вытеснением загрязнений в скоростном потоке
жидкости осуществляется в процессе удаления жидкости после гидроиспытания с
пропуском поршня-разделителя под давлением сжатого воздуха или газа.

2.59. Скорость
перемещения поршня-разделителя в едином совмещенном процессе очистки полости и
удаления воды должна быть не менее 5 км/ч и не более величины, определяемой
технической характеристикой применяемого поршня-разделителя (см. п. 6.11).

2.60.
Протяженность участка очистки полости вытеснением загрязнений в скоростном
потоке жидкости устанавливается с учётом рельефа местности, давления в
трубопроводе в начале очищаемого участка и характеристики поршня-разделителя
(предельной длины его пробега), (см. прил.
1).

Особенности
очистки полости при отрицательных температурах

2.61. При
строительстве трубопроводов в условиях отрицательных температур особое внимание
необходимо уделять защите труб, хранящихся в штабелях, от попадания в них
снега, который превращается в лед и сильно затрудняет последующую очистку полости.

2.62.
Основными способами очистки полости при отрицательных температурах следует
считать продувку с пропуском поршня, протягивание или вытеснение загрязнений в
скоростном потоке жидкости, удаляемой после гидроиспытания.

2.63. Продувка
и протягивание не лимитированы временем воздействия отрицательных температур,
позволяют удалить загрязнения и проверить проходное сечение по всей длине
участка. Это исключает застревание поршней-разделителей в процессе заполнения
трубопровода водой и удаления воды после гидроиспытания, значительно сокращает
общее время производства работ, снижает риск замораживания воды в трубопроводе,
разбавления и замерзания антифриза.

2.64.
Оттаявшие при заполнении водой и гидроиспытании загрязнения, лед и снег
эффективно вытесняются в скоростной по токе воды, удаляемой после
гидроиспытания.

2.65.
Надземные трубопроводы с П-образными компенсаторами, исключающими продувку или
промывку с пропуском поршней, очищают протягиванием очистного устройства типа
ОП в процессе сборки и сварки труб в нитку. Полость компенсатора перед монтажом
продувают воздухом.

3. ИСПЫТАНИЕ НА ПРОЧНОСТЬ И ПРОВЕРКА НА
ГЕРМЕТИЧНОСТЬ

3.1.
Трубопроводы должны испытываться в соответствии о проектом (рабочим проектом)
гидравлическим (водой, незамерзающими жидкостями), пневматическим (природным
газом, воздухом) или комбинированным (воздухом и водой или газом и водой)
способами. Нефтепроводы следует испытывать, как правило, гидравлическим
способом.

Все способы
испытания равноценны и применимы для трубопроводов любого назначения.

3.2. Испытание
трубопровода на прочность и проверку на герметичность следует производить после
полной готовности участка или всего трубопровода:

полной
засыпки, обвалования или крепления на опорах;

установки
арматуры и приборов, катодных выводов;

удаления
персонала и вывозки техники из опасной зоны;

обеспечения
постоянной или временной связи.

До выполнения
указанных работ в комиссию по испытанию трубопровода должна быть представлена
исполнительная документация на испытываемый объект.

3.3. Способы,
параметры и схемы проведения испытания, в которых указаны места забора и слива
воды, согласованные с заинтересованными организациями, а также пункты подачи
газа и обустройство временных коммуникаций устанавливается рабочим проектом.

3.4.
Протяженность испытываемых участков не ограничивается, за исключением случаев
гидравлического и комбинированного испытания, когда протяженность участков
назначается с учетом гидростатического давления.

3.5. Параметры
испытания на прочность магистральных трубопроводов, независимо от их назначения
и способа испытания, принимаются в соответствии с обязательным прил.
2.

Параметры
испытания на прочность промысловых трубопроводов регламентированы Инструкцией
(«Строительство промысловых стальных трубопроводов. Технология и организация»)

3.6. Проверку
на герметичность участка или трубопровода в целом производят после испытания на
прочность и снижения испытательного давления до проектного рабочего в течение
времени, необходимого для осмотра трассы (но не менее 12 ч).

3.7.
Трубопровод считается выдержавшим испытание на прочность и проверку на
герметичность, если за время испытания трубопровода на прочность труба не
разрушилась, а при проверке на герметичность давление остается неизменным и не
будут обнаружены утечки.

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

3.9. При
многониточной прокладке промысловых трубопроводов допускается одновременное их
испытание гидравлическим или пневматическим способом.

Гидравлическое
испытание

3.10. Для
проведения гидравлического испытания давление внутри трубопроводов создают
водой или жидкостями с пониженной температурой замерзания, предусмотренными
проектом.

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

Объем воды в
источниках должен быть достаточным для проведения испытания, а уровень
(несмотря на наличие фильтра по п. 2.4) —
обеспечивать подачу ее в трубопровод чистой (без механических примесей).

3.12. В состав
основных работ по гидравлическому испытанию трубопровода входят:

подготовка к
испытанию;

наполнение
трубопровода водой;

подъем
давления до испытательного;

испытание на
прочность;

сброс давления
до проектного рабочего;

проверка на
герметичность;

сброс давления
до 0,1-0.2 МПа (1-2 кгс/см²).

При
необходимости выполняются работы, связанные с выявлением и ликвидацией
дефектов.

3.13. Для
гидравлического испытания трубопровод при Необходимости следует разделить на
участки, протяженность которых ограничивают с учетом разности высотных отметок
по трассе и испытательных давлений, установленных проектом.

3.14.
Гидравлическое испытание на прочность необходимо производить для:

трубопроводов
(кроме магистральных нефте — и нефтепродуктопроводов) — на давление 1,1 Р_раб
в верхней точке и не более гарантированного заводом испытательного давления (Рза_в)
в нижней точке (рис. 9);

нефтепроводов,
нефтепродуктопроводов — на гарантированное заводом испытательное давление в
нижней точке и не менее 1,1 Р_раб в верхней точке (рис. 10).

Время выдержки
под испытательным давлением должно составлять 24 ч.

3.15.
При подготовке к испытанию каждого участка необходимо в соответствии с принятой
схемой испытания выполнить следующие операции:

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

смонтировать и
испытать обвязочные трубопроводы наполнительных и опрессовочных агрегатов и
шлейф подсоединения к трубопроводу.

Рис. 9.
График изменения давления при гидравлическом испытании трубопроводов (кроне
магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов):

1 —
заполнение трубопровода водой; 2 — подъем давления до Р_исп
(а — в нижней точке трубопровода Р_исп  Р_дав;
б — в верхней точке трубопровода Р_исп = 1,1 Р_раб);
3 — испытание на прочность; 4 — снижение давления;

5 — проверка
на герметичность

Рис. 10.
График изменения давления при гидравлическом испытании магистральных
нефтепроводов и нефтепродуктопроводов:

1 —
заполнение трубопровода водой; 2 — подъем давления до Р_исп
(а — в нижней точке трубопровода Р_исп = Р_зав;
б — в верхней точке трубопровода Р_исп 1,1 Р_раб); 3 — испытание на
прочность; 4 — снижение давления; 5 — проверка на прочность.

смонтировать
(при необходимости) узлы пуска и приема поршней;

установить
контрольно-измерительные приборы;

смонтировать
(при необходимости) воздухоспускные и сливные краны.

3.16. При
заполнении трубопровода водой для гидравлического испытания из него необходимо
удалить воздух.

Удаление
воздуха из трубопровода следует осуществлять с помощью поршней-разделителей или
через воздухоспускные краны, предназначенные для целей эксплуатации или
установленные на концах участка трубопровода.

3.17. Диаметр
воздухоспускных кранов следует выбирать в зависимости от суммарной производительности
наполнительных агрегатов и диаметра испытываемого трубопровода.

Для
трубопроводов диаметром до 500 мм и суммарной производительности агрегатов 300
м³/ч устанавливают воздухоспускные краны диаметром 25-32 мм, при
диаметрах трубопроводов более 500 мм и большей суммарной производительности
агрегатов — воздухоспускные краны диаметром 50-100 мм.

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

3.18.
Наполнение трубопровода без пропуска поршня-разделителя необходимо осуществлять
при открытых воздухоспускных кранах, которые закрывают, как только через них
перестанет выходить воздух и потечет плотная струя воды.

3.19.
Наполнение трубопровода с пропуском поршня-разделителя производится при
полностью закрытых воздухоспускных кранах и открытой линейной запорной
арматуре.

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

Время
наполнения трубопровода водой может быть определено по номограмме
рекомендуемого прил.
1.

3.21. После выхода
поршня-разделителя через сливной патрубок закрывают запорную арматуру, срезают
патрубок и устанавливают сферическую заглушку на конце трубопровода.

Затем
поднимается давление в трубопроводе наполнительными агрегатами до давления,
максимально возможного по их техническим характеристикам, а далее —
опрессовочными агрегатами — до давления испытания.

Пневматическое
испытание

3.22. Для
проведения пневматического испытания давление внутри газопроводов, нефте — и
нефтепродуктопроводов создают воздухом или природным газом.

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

Время наполнения
трубопровода воздухом может быть определено по номограмме рекомендуемого прил.
1.

3.24.
Природный газ для испытания трубопроводов следует подавать от скважины (только
для промысловых трубопроводов) или от действующих газопроводов, пересекающих
строящийся объект или проходящих непосредственно около него.

3.25. Давление
при пневматическом испытании на прочность трубопровода в целом на последнем этапе
должно быть равно 1,1 Р_раб, а продолжительность выдержки под
этим давлением — 12 ч.

График
изменения давления в трубопроводе при пневматическом испытании приведен на рис.11.

3.26.
Заполнение трубопровода воздухом или природным газом производится с осмотром
трассы при давлении, равном 0,3 от испытательного на прочность, но не выше 2
МПа (20 кгс/см²).

3.27. В
процессе закачки в природный газ или воздух следует добавлять одорант, что
облегчает последующий поиск утечек в трубопроводе. Для этого на узлах
подключения к источникам газа или воздуха необходимо монтировать установки для
дозирования одоранта. Рекомендуемая норма одоризации этилмеркаптаном 50-80 г на
1000 м³ газа или воздуха.

3.28. Если при
осмотре трассы или в процессе подъема давления будет обнаружена утечка, то
подачу воздуха или газа в трубопровод следует немедленно прекратить, после чего
должна быть установлена возможность и целесообразность дальнейшего проведения
испытаний или необходимость перепуска воздуха или газа в соседний участок.

Рис. 11.
График изменения давления в трубопроводе при пневматическом испытании:

1 — подъем
давления; 2 — осмотр трубопровода; 3 — испытание на прочность; 4
— сброс давления; 5 — проверка на герметичность.

3.29.
Осмотр трассы при увеличении давления от 0,3 Р_исп до Р_исп
и течение времени испытания на прочность запрещается.

3.30. После
окончания испытания трубопровода на прочность явление необходимо снизить до
проектного рабочего и только после этого выполнить контрольный осмотр трассы
для проверки на герметичность.

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

3.31.
Учитывая, что при пневматическом испытании процессы наполнения трубопровода
природным газом и воздухом до испытательного давления занимают значительное
время, необходимо особое внимание обращать на рациональное использование
накопленной в трубопроводе энергии путем многократного перепуска и
перекачивания природного газа или воздуха и. испытанных участков в участки, подлежащие
испытанию. Для предотвращения потерь газа или воздуха при разрывах заполнение
трубопровода напорной средой и подъем давления до испытательного необходимо
производить по байпасным линиям при закрытых линейных кранах.

Комбинированное
испытание

3.32. При
комбинированном испытании давление внутри трубопровода создают двумя средами —
природным газом воздухом и жидкостью (водой или антифризами).

3.33.
Испытываемый участок заполняют природным газом от скважины (действующего
газопровода) или сжатым воздухом от компрессорных установок в порядке, принятом
для пневмоиспытания до создания в нем давления, равного давлению в действующем
газопроводе или максимальному давлению нагнетания компрессора.

Рис. 12.
График изменения давления в трубопроводе при комбинированном испытании:

1 — подъем
давления до Р_исп; 2 — осмотр трубопровода (В —
вода; Г — газ; в верхней точке Р_исп  1,1 Р_раб;
в нижней точке Р_исп  1,1 Р_дав);
3 — испытание на прочность; 4 — сброс давления; 5 — проверка на
герметичность

3.34. После заполнения участка газом или воздухом подъем давления в
нем до испытательного следует производить опрессовочными агрегатами, закачивая
в трубопровод жидкость.

3.35.
Давление при комбинированном испытании на прочность должно быть равно в верхней
точке 1,1 Р_раб, а нижней точке — не превышать заводского
испытательного давления труб. Продолжительность выдержки участка под этим
давлением 12 ч.

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

Предварительное
испытание крановых узлов запорной арматуры

3.37.
Предварительное испытание крановых узлов запорной арматуры может производиться
по согласованию заказчика с подрядчиком на основании «Правил о договорах
подряда на капитальное строительство», утвержденных постановлением Совета
Министров СССР от 26 декабря 1980 г. № 1550.

Предварительное
испытание крановых узлов производится с целью выявления дефектов и определения
герметичности этого узла до испытания в составе линейной части трубопровода.

3.38.
Предварительное испытание крановых узлов следует выполнять гидравлическим
(вода, незамерзающие жидкости) или пневматическим (воздух, природный газ)
способом в соответствии с рекомендуемым прил.
3.

3.39.
Предварительное испытание крановых узлов газопроводов диаметром от 530 до 1420
мм должно производиться непосредственно на трассе — на месте проектного
расположения каждого узла.

Предварительное
испытание крановых узлов диаметром от 159 до 426 мм следует производить либо на
трассе, либо вне трассы, вблизи источника воды, соединяя несколько узлов в
общую группу. После испытания группу крановых узлов разъединяют на отдельные
узлы, которые транспортируют к месту монтажа на трассе.

3.40. При
производстве работ на газопроводах в энергетических коридорах предварительное
испытание крановых узлов запорной арматуры следует производить природным газом.
Крановый узел в этом случае следует испытывать совместно с участком газопровода
и перемычками между параллельными нитками трубопроводов.

3.41. На
отдельно строящихся трубопроводах предварительное испытание крановых узлов
запорной арматуры следует производить пневматическим (воздухом) или
гидравлическим способами.

Особенности и
методы гидравлического испытания при отрицательных температурах

3.42.
Гидравлическое испытание при отрицательных температурах воздуха или грунта
допускается только при условии предохранения трубопровода, линейной арматуры и
технологического оборудования от замораживания.

3.43.
Испытание трубопроводов при отрицательных температурах следует выполнять одним
из методов, приведенных в табл. 2

Таблица 2

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

3.44.
Выбор метода испытания конкретного участка трубопровода должен осуществляться с
учетом:

результатов
теплотехнических расчетов параметров испытания;

наиболее
рациональной области применения метода испытания;

ограничений
использования метода испытания;

конструкции,
назначения, диаметра и способа прокладки трубопровода;

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

наличия
технических средств, источников газа или воды для проведения испытаний;

возможности
поиска утечек и необходимости проведения работ по ликвидации дефектов, а также
полной потери испытательной среды при пневматическом и комбинированном методах;

требований
техники безопасности, охраны труда и окружающей среды.

3.45. В
условиях отрицательных температур следует учитывать возможные ограничения в
применении метода испытания:

испытание
водой — сезонное отсутствие воды (промерзание рек, озер и т.д.), требования
защиты окружающей среды при сливе воды из трубопровода, теплотехнические
параметры испытания;

испытание
воздухом — специфика эксплуатации передвижных компрессорных установок при
низких температурах наружного воздуха;

температура
стенок трубопровода при испытании на прочность и проверке на герметичность
ограничивается температурой хладостойкости материала труб.

3.46.
Гидроиспытания при отрицательных температурах имеют специфические особенности,
обусловленные возрастающей ролью фактора времени. Поэтому при проведении таких
испытаний необходимо:

завершить их в
строго определенное расчетом время, в течение которого исключается замерзание
воды в трубопроводе. Следовательно, нужна тщательная подготовка,
теплотехнический расчет параметров испытания и высокий уровень организации
работ;

обеспечить
осязательный контроль температуры жидкости в трубопроводе и оценку изменения
давления при проверке на герметичность с учетом изменения температуры;

укрытие и
утепление трубопровода, его открытых частей, арматуры, узлов подключения
агрегатов и приборов;

провести
очистку полости продувкой, протягиванием или совместить очистку полости с
удалением жидкости после гидроиспытания;

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

обеспечить
возможность немедленного удаления жидкости из трубопровода, что гарантируется
наличием источников газа или воздуха и их подсоединением до начала испытаний к
обоим концам испытываемых участков.

3.47.
Наполнение трубопровода водой для гидравлического испытания следует проводить с
помощью наполнительных агрегатов без пропуска очистных или разделительных
устройств.

Пропуск
поршней в процессе заполнения трубопровода водой допускается при условии
предварительного прогрева магистрали прокачкой воды.

3.48. С целью
повышения надежности производства испытаний в зимних условиях не допускается
заполнение трубопровода водой до проведения:

тщательной засыпки
подземного и обвалования наземного трубопровода на всем его протяжении;

нанесения
теплоизоляции на надземный трубопровод и дополнительного утепления мест укладки
трубопровода на опоры;

утепления и
укрытия линейной арматуры, узлов запуска и приема поршней, сливных патрубков и
других открытых частей испытываемого трубопровода;

утепления и
укрытия узлов подключения наполнительных и опрессовочных агрегатов, обвязочных
трубопроводов с арматурой;

мероприятий по
предупреждению замерзания используемых при испытании приборов;

работ по
присоединению умов подключения к источнику газа или воздуха, используемому для
удаления воды из трубопровода.

3.49.
Необходимо стремиться к тому, чтобы вода в трубопроводе в период подготовки
испытания как можно меньше времени находилась в статическом состоянии.

При
возникновении задержек в производстве работ по испытанию, приводящих к
превышению принятого в расчете времени испытания, следует возобновить прокачку
веды с определенной расчетом температурой через испытываемый участок.
Допускается осуществлять прокачку воды в период между испытаниями на прочность
и герметичность, а также в период, когда трубопровод находится не под
испытательным давлением.

3.50. При
подготовке к гидравлическому испытанию в осенне-зимний период, чтобы предупредить
замерзание воды при внезапном похолодании, необходимо тщательно
проконтролировать засыпку или обвалование трубопровода на всем его протяжении.
Особое внимание следует обратить на то, чтобы арматура и узлы подключения были
тщательно укрыты.

После того как
выпадет снег, необходимо дополнительно утеплить трубопровод путем его
обвалования снегом, имея в виду, что теплозащитные свойства слоя снега толщиной
20 см эквивалентны примерно 100 см грунта.

Испытание
подземных трубопроводов без теплоизоляции с прокачкой воды

3.51. Для
обеспечения испытания водой подземного трубопровода при отрицательной
температуре грунта на уровне заложения трубы необходимо проводить
предварительный прогрев магистрали и окружающего грунта путем прокачки воды.

3.52.
Принципиальная схема испытания подземного газопровода без теплоизоляции при
отрицательной температуре грунта приведена на рис.
13.

3.53. После
заполнения трубопровода осуществляется прокачка воды с целью создания вокруг
трубы талого пространства, исключающего льдообразование в трубопроводе.

Рис. 13.
Принципиальная схема испытаний водой подземного трубопровода без теплоизоляции
при отрицательной температуре грунта:

а —
заполнение, подъем давления, испытание; б — очистка полости и удаление
воды с пропуском разделителя под давлением газа; 1 — трубопровод; 2
— разделитель; 3, 4, 5 — краны подачи газа; 6, 7,
8, 9 — задвижки; 10 — заглушка; 11 — наполнительный
агрегат; 12 — опрессовочный агрегат.

3.54.
Для подземных трубопроводов диаметром 219-530 мм необходимо производить
предварительный подогрев прокачиваемой через трубопровод воды. Температура
подаваемой в трубопровод воды не должна превышать максимальной рабочей
температуры для конкретного трубопровода.

Испытание
подогретой водой надземных теплоизолированных трубопроводов

3.55.
Принципиальная схема испытания подогретой водой надземного теплоизолированного
трубопровода приведена на рис. 14.

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

3.57. Температура
подаваемой в трубопровод воды не должна превышать максимальной рабочей
температуры испытываемого трубопровода.

3.58. После
заполнения трубопровода прокачка воды продолжается до тех пор, пока температура
воды на конце трубопровода не достигнет расчетной, обеспечивающей последующее
проведение испытаний без замерзания воды в течение расчетного времени.

3.59. В
процессе прокачки следует контролировать температуру воды на входе и выходе из
трубопровода.

Испытание
жидкостями с пониженной температурой замерзания

3.60.
Испытание трубопроводов при отрицательных температурах следует выполнять с
использованием жидкостей на основе:

хлористого
кальция с добавками ингибиторов коррозии;

метанола;

гликолем, в
том числе этиленгликоля (ЭГ) и диэтиленгликоля (ДЭГ);

дизельного
топлива;

подтоварной
воды;

криопэгов.

Рис. 14.
Принципиальная схема испытания трубопровода подогретой водой:

а —
заполнение, подъем давления, испытание; б — удаление воды; 1 —
трубопровод; 2 — компенсатор; 3 — разделитель; 4 —
заглушка; 5 — наполнительно-опрессовочная станция; 6 — емкость
горячей воды; 7 — 11 — задвижки; 12, 13, 14
— краны.

3.61.
Температурный диапазон применения жидкости для испытания трубопроводов
определяется температурой ее замерзания, которая зависит от концентрации раствора.

3.62.
Использование для испытания жидкостей с пониженной температурой замерзания
разрешается только по специальной технологии с учетом ее приготовления и
утилизации, указанной в проекте.

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

Процентное
содержание хлористого кальция (метанола, ЭГ, ДЭГ) в растворе следует определять
по плотности раствора и контролировать с помощью ареометра.

3.64.
Испытание трубопровода необходимо планировать так, чтобы в период проведения
этих работ температура внутри трубопровода не снизилась (например, вследствие
понижения температуры наружного воздуха) до температуры замерзания
испытательной жидкости.

3.65.
Учитывая, что наличие воды, снега, льда в трубопроводе приводит к разбавлению
поступающих в полость первых порций раствора и, следовательно, к повышению
температуры их замерзания, необходимо использовать растворы, концентрация
которых обеспечивают температуру замерзания раствора ниже возможной температуры
наружного воздуха в период испытания.

3.66.
Испытание трубопровода жидкостью с пониженной температурой замерзания следует
производить в соответствии с принципиальной схемой, приведенной на рис. 15.

3.67. При
разрыве трубопровода необходимо оперативно локализовать зону выброса
испытательной жидкости с помощью запруд, обвалования грунтом с последующей
нейтрализацией (сбор антифриза, разбавление водой до уровня, не превышающего
предельно допустимой концентрации, и др.).

Рис. 15.
Принципиальная схема испытания трубопровода жидкостью с пониженной температурой
замерзания:

а —
заполнение, подъем давления, испытание; б — удаление жидкости газом с
пропуском разделителей; 1 — трубопровод; 2 — компенсатор; 3
— разделитель; 4 — заглушка; 5 — опрессовочный агрегат; 6,
7 — резервуар; 8 —14 — задвижки; 15, 16 —
краны; 17 — скважина.

3.68.
При использовании водных растворов хлористого кальция, метанола, ЭГ и ДЭГ в
качестве жидкости с пониженной температурой замерзания следует соблюдать
специальные требования по их хранению, транспортировке и утилизации.

3.69.
Испытание с применением отрицательно-температурной воды (криопэга) из сеноманских
и других геологических горизонтов, подтоварной воды следует производить на
трубопроводах любого назначения в районах сооружения промыслов, где имеются
источники таких вод и возможен их отбор в необходимых объемах.

3.70.
Возможный период проведения испытания определяется из условия, что температура
замерзания криопэга, подтоварной воды должна быть ниже минимальной температуры
грунта засыпки (при подземной прокладке) или температуры наружного воздуха (при
надземной прокладке) в процессе испытания.

4. УДАЛЕНИЕ ВОДЫ ИЗ ТРУБОПРОВОДОВ ПОСЛЕ
ГИДРАВЛИЧЕСКОГО ИСПЫТАНИЯ

4.1. После
гидравлического испытания удаление воды при строительстве должно
предусматриваться только для газопроводов и только на последнем этапе испытания
способом, указанным в проекте (рабочем проекте).

4.2. Удаление
воды из нефте — и нефтепродуктопроводов, а также осушка специальных
трубопроводов и трубопроводов, предназначенных для транспортирования
сероводородосодержащего природного газа или газового конденсата должны
производиться в период пусконаладочных работ силами эксплуатирующей
организации.

4.3.
Для удаления воды из газопровода диаметром 219 мм и более пропускает
последовательно поршни-разделители под давлением сжатого воздуха или природного
газа в два этапа:

предварительный
— удаление основного объема воды одним поршнем-разделителем;

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

4.4.
Результаты удаления воды следует считать удовлетворительными, если впереди
контрольного поршня-разделителя нет воды и он вышел неразрушенным. В противном
случае необходимо дополнительно пропустить контрольный поршень-разделитель.

4.5.
На трубопроводах диаметром до 219 мм и при наличии крутоизогнутых вставок
радиусом менее пяти диаметров трубопровода удаление воды следует производить
непосредственно воздухом или природным газом от скважины или из ресивера на
открытый конец испытанного участка.

4.6. Удаление
воды считается законченным без пропуска поршней-разделителей, когда из
трубопроводов выходит чистая струя воздуха или газа.

4.7.
После испытания трубопровода комбинированным методом из него необходимо удалить
воду в следующем порядке:

первый этап —
предварительный слив воды под давлением природного газа или воздуха через
патрубки, заранее установленные в местах закачки воды;

второй этап —
с пропуском поршней-разделителей, перемещаемых по трубопроводу под давлением
газа или воздуха.

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

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

d = (0,15 — 0,2)D.

4.10.
Оптимальные размеры сливных патрубков определяют в зависимости от диаметра
очищаемого участка D
и отношения длины к диаметру этого патрубка (табл. 3).

4.11. Удалять
воду из трубопроводов после испытаний следует в основном в направлении от
наиболее высоких точек (по рельефу местности) к пониженным.

4.12. С целью
обеспечения охраны окружающей среды следует отвести использованную воду в
естественные (котлованы, овраги и т.п.) или специально подготовленные водоемы
(амбары, отстойники, сооружаемые в виде траншеи или путем обвалования). Для
гашения энергии струи вытекающей из трубопровода воды необходимо устанавливать
водоотбойники (например, железобетонные пригрузы, плиты и т.п.), располагать
патрубок слива воды перпендикулярно дну водоема.

Таблица 3

Отношение длины к диаметру сливного патрубка
Отношение диаметра сливного патрубка к диаметру трубопровода	0,2-0,3	0,3-0,4	0,4-0.5	0,5-0,6

4.13.
После гидравлического испытания участка газопровода запорная арматура на узле
приема поршня-разделителя должна быть открыта только после полной готовности
этого участка к удалению из него воды и получения извещения начале движения
поршня-разделителя из узла пуска. Это предотвращает образованию воздушных
пробок и снижает давление воздуха (газа), необходимое для удаления воды.

4.14. Из
коротких участков трубопроводов категории В и I после их предварительного
гидравлического испытания до укладки или крепления на опорах слив воды
производится самотеком.

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

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

Рис. 16.
Принципиальные схемы инвентарных узлов пуска очистных и разделительных
устройств:

а — с
универсальной обвязкой трубопровода для подачи газа (воздуха) и воды; б
— с обвязкой трубопроводами для раздельной подачи газа (воздуха) и воды; 1
— приварная заглушка; 2 — очистное устройство; 3 — стопорное
устройство; 4 — датчики давления и температуры; 5 — манометр; 6
— сигнализатор контроля движения очистного устройства; 7 — шлейф от источника
воздуха или газа; 8 — укрытие с обогревом при производстве работ в
условиях отрицательных температур; 9 — шлейф от наполнительных
агрегатов;

10 — шлейф
от опрессовочных агрегатов.

4.16. При производстве работ в условиях низких температур поршни-разделители
заранее запасовывают в инвентарные узлы пуска и приема, смонтированные на обоих
концах очищаемого участка и подключенные к источникам воздуха или природного
газа. Такое решение обеспечивает возможность незамедлительного запуска
поршней-разделителей без вскрытия трубопровода. Эти поршни служат не только для
запланированного удаления воды, но и для аварийного обезвоживания трубопровода
при выявлении дефектов в процессе испытания (разрывах, утечках и др.)

4.17.
Принципиальные схемы узлов приема поршней-разделителей, монтируемых на
газопроводах, приведены на рис. 17. Узел (рис. 17, а) следует применять на газопроводах
диаметром более 500 мм при необходимости отвода воды на расстояние более 100 м
по временному шлейфу меньшего диаметра, а также при гидравлическом испытании
при отрицательных температурах. На окончательном этапе удаления воды следует
демонтировать концевую заглушку для выпуска поршней-разделителей на открытый конец
газопровода.

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

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

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

4.20. Контроль
за движением разделителей должен осуществляться по показаниям сигнализаторов,
манометров, измеряющих давление в узлах пуска и приема поршней, по сообщениям
обходчиков и другими методами.

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

а —
закрытого типа; б — открытого типа с задвижкой; 1 — линейный
кран; 2 — манометр; 3— сигнализатор для контроля за движением
разделителя. 4 — очистные или разделительные устройства; 5 —
стопор; 6 — сливной патрубок; 7 — контрольный сливной патрубок.

5. КОМПЛЕКСНЫЕ ПРОЦЕССЫ ОЧИСТКИ ПОЛОСТИ, ИСПЫТАНИЯ
И УДАЛЕНИЯ ЖИДКОСТИ

5.1.
Завершающие процессы строительства трубопроводов: очистка полости, испытание и
удаление жидкости должны быть объединены общими технологическими и организационными
решениями в едином комплексном процессе.

5.2. В
комплексные процессы, помимо основных процессов очистки полости, испытания,
удаления жидкости, входят следующие работы:

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

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

заключительные
(сварочно-монтажные и другие работы) проводят с целью демонтажа узлов и
оборудования, использованных при очистке полости и испытании, и подготовки
объекта (участка) к последующей эксплуатации (только в пределах обязанностей
строительно-монтажных организаций);

ликвидация
отказов (сварочно-монтажные и другие работы) обеспечивает устранение возможных
отказов (застревание в трубопроводе очистных и разделительных устройств,
уточки, разрывы и т.п.) и восстановление единой непрерывной нитки грубо
провода.

5.3. Процесс
испытания трубопровода является ведущим, определяет структуру всего комплекса
работ и соответствующую организацию их выполнения.

5.4. Наиболее
экономичными по времени и стоимости производства работ являются комплексные
процессы очистки полости и испытания трубопроводов с использованием только
одной рабочей среды, например, продувка и испытание природным газом; промывка и
гидроиспытание; гидроиспытание и очистка полости вытеснением загрязнений в
скоростном потоке удаляемой из трубопровода жидкости.

5.5. Для
комплексного гидравлического испытания трубопроводов большого диаметра как при
положительных, так и при отрицательных температурах следует применять
индустриальную технологию очистки полости и испытания, предусматривающую
использование следующих прогрессивных технологических и технических решений:

рациональных
технологических схем гидравлического испытания, обеспечивающих одновременное
выполнение основных этапов работ на соседних участках трубопровода;

единого
технологического процесса очистки полости и удаления воды из трубопровода после
гидравлического испытания, повышающего качество очистки полости, сокращающего
количество пропусков поршней и исключающего замораживание магистралей при
работе в зимних условиях;

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

предварительного
прогрева трубопровода и окружающего грунта прокачкой воды, исключающего перерыв
в работе бригады по испытанию в зимний период;

монтажа камер
пуска-приема поршней, обеспечивающих возможность аварийного удаления воды при
выявлении дефектов и значительного сокращения сроков их устранения, особенно в
условиях отрицательных температур;

индустриального
монтажа наполнительно-опрессовочного оборудования, шлейфов низкого и высокого
давления, сокращающего объем сварочно-монтажных работ и исключающего
необходимость комплектации запорной арматуры на трассе;

оптимальных
схем обвязки наполнительных агрегатов, обеспечивающих возможность их работы
параллельно, последовательно и попарно-последовательно в зависимости от
диаметра и протяженности испытываемого трубопровода и перепада высот по трассе;

дублирующих
систем заливки насосов наполнительных агрегатов, надежного утепления
оборудования и шлейфов, исключающих простои агрегатов при работе в условиях
отрицательных температур.

5.6. Структура
основных комплексных процессов очистки полости, испытания и удаления жидкости
из трубопроводов при различных условиях строительства приведена в табл.4.

Таблица 4

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

6. МАШИНЫ, УСТРОЙСТВА И ПРИБОРЫ, МЕТОДЫ ПОИСКА
УТЕЧЕК

Машины

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

6.2. Для промывки
и гидравлического испытания трубопроводов следует использовать наполнительные и
опрессовочные агрегаты, приведенные в табл. 6.

6.3. Для
закачки в трубопровод воды и воздуха допускается использовать машины, применяющиеся
в других отраслях народного хозяйства и обеспечивающие параметры, и режимы
процессов очистки полости и испытания.

6.4.
Технические средства, применяемые для очистки полости и гидравлического
испытания трубопроводов при отрицательных температурах, должны:

обеспечивать
надежность их запуска, управления и эксплуатации;

исключать
замораживание воды в системах ее забора, подачи и слива;

позволять
осуществлять их быстрый монтаж и демонтаж.

6.5. Для
повышения эффективности работы технических средств в зимних условиях следует
использовать:

комплектно-блочное
исполнение оборудования;

индустриальный
монтаж оборудования на трассе;

укрытие и
обогрев наполнительных и опрессовочных агрегатов, арматуры, узлов пуска и
приема поршней и других открытых частей оборудования;

теплоизоляцию
всасывающих и напорных линий агрегатов, обвязочных и подсоединительных
трубопроводов;

дублирование
систем запуска насосов;

оптимальные
схемы обвязки насосных станций;

рациональные
технологические схемы очистки полости и испытания трубопроводов.

Таблица 5

Марка компрессорной установки	Производительность, м3/мин	Давление нагнетания, МПа	База	Привод от двигателя	Мощность двигателя, л.с.	Размеры, м	масса, т
1	2	3	4	5	6	7	8
Компрессорные установки низкого давления
АМС-4	57,5-70,3	1,0-2,0	Тележка на пневмоколесном ходу	—	700	13,82´3,25´3,45	52
ЗИФ-55	5,0	0,7	«	ЗИЛ-121	98	3,45´1,82´1,77	2,75
КС-9	8,5	0,6	«	КДМ-100	100	5,08´1,89´2,10	5,75
ДК-9	10,0	0,6	«	КДМ-100	100	5,03´1,85´2,55	5,65
ПК-10	10,5	0,7	«	Д-108	108	4,70´1,89´2,61	5,10
НВ-10	10,0	0,8	На раме	ЯМЗ-236	92	3,42´1,77´1,55	2,85
ПР-10М	11,0	0,8	Тележка на пневмоколесном ходу	А-01МК	110	5,65´1,70´2,21	2,9
ТКА 80/0,5	4000	0,5	На раме в трех блок-боксах	55 «Б»	40000	5,50´2,25´2,20 5,50´2,25´2,20 3,5´2,25´2,20	12.5
Компрессорные установки высокого давления
АМС-2	57,5-70,8	1,0-10,0	Тележка на пневмоколесном ходу	—	770	11,32´3,25´3,45	38,7
СД-9/101	9,0	10,0	Автомобиль КРАЗ-257Б1	2Д12Б или В2-500СЗ	203	10,3´3,02´3,7	21,5
СД-12/25	12,0	2,5	Автомобиль КРА3-257Б1	2Д12Б или В2-500СЗ	203	9,66´3,0´3,6	21
КС-100	16,0	10,0	Тележка на пневмоколесном ходу	1Д12Б	410	11,0´3,14´3,4	23
АКС-8 УКС-400	2,0 2.3	23,0 40,0	« «	ЯАЗ-204 ЯАЗ-М204В	110 75	3,53´1,91´2,22 4,7´2,35´2,40	3,95 5,0

Таблица 6

Марка агрегата	Марка насоса	Производительность агрегата, м3/ч	Напор при, наполнении, м вод. ст.	Давление при опрессовке, МПа	Мощность, двигателя, л.с.	Масса, т
при наполнении	при опрессовке
Наполнительные агрегаты
АН 261	ЦНС 300-180	260	—	155	—	300	8,4
АН 501	ЦН 400х210	480	—	158	—	500	8,3
АСН-1000	ЦН 1000-180-2	1000	—	180	—	900	20,0
Опрессовочные агрегаты
АО 161	9МГр-73	—	22,6	—	13	130	8,0
Азинмаш-32	1НП-160	—	12-51	—	16-4	100	15,1
ЦА-320М	9Т	—	18,4-82,2	—	18,2-4	180	17,2
Комплект оборудования в блочном исполнении
Комплект оборудования в блочном исполнении для гидравлических испытаний трубопроводов	4хАН501 2хА0161	1800-900	45	138-240	13	4х500 2х130	77,0

6.6.
Технологическая компоновка комплекта оборудования в блочном исполнении
обеспечивает возможность подключения двух, четырех и шести наполнительных
агрегатов АН 501, а также возможность их параллельного, последовательного и
попарно-параллельного соединения.

6.7. Для
продувки газопроводов диаметром от 1020 до 1420 мм, в том числе в северных
районах, в условиях вечномерзлых грунтов следует применять передвижные
высокопроизводительные компрессорные установки типа ТКА-80/0,5 на базе
авиационных двигателей комплектно-блочного исполнения.

Устройства для
очистки полости и удаления воды

6.8. Для
очистки полости трубопроводов, удаления из них воздуха и воды следует применять
специальные очистные и разделительные устройства.

6.9. Для
повышения технико-экономических показателей строительства из имеющегося типажа
очистных и разделительных устройств необходимо выбирать устройства,
обеспечивающие наиболее высокую эффективность очистки полости и удаления воды в
конкретных условиях производства работ.

6.10.
Рациональные области применения очистных и разделительных устройств на
строящихся трубопроводах приведены в табл. 7.

6.11.
Основные технологические параметры очистных и разделительных устройств,
рациональные области применения которых определяются п. 6.10, даны в табл. 8.

Продувочные (промывочные)
патрубки

6.12. Для
ориентирования в безопасном направлении струи воздуха (газа), воды, а также
выходящих из трубопровода очистных или разделительных устройств и загрязнений
на конце очищаемого участка следует устанавливать продувочные (промывочные)
патрубки.

Таблица 7

Очистное или разделительное, устройство	Очистка полости трубопроводов	Удаление воды из трубопроводов
протягивание	продувка	промывка	вытеснение	предварительное	окончательное
Очистные поршни ОП	+	+	—	—	—	—
Очистные поршни с кардной лентой ОПКЛ	—	—	+	—	+	—
Поршни-разделители ДЗК	—	—	—	—	—	+
Поршни-разделители эластичные монтажные ДЗК-РЭМ	—	—	+	—	—	+
Очистные поршни-разделители ОПР-М	—	—	+	+	+	—
Поршни-разделители манжетные ПР	—	—	+	+	+	+

Примечание.
Знаками « + « обозначены наиболее эффективные области применения очистных и
разделительных устройств.

Таблица 8

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

Примечание.
Допускается применение очистных и разделительных устройств других типов,
рекомендованных актами приемки для проведения конкретных технологических
процессов.

6.13. В
зависимости от конструкции трубопровода, рельефа местности, направления выхода
поршня и загрязнении, других факторов конструкция патрубка представляет собой:

конечный
незаглубленный участок очищаемого трубопровода, приподнятый над траншеей и
отведенный в сторону от ее оси;

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

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

Рис. 18.
Схема крепления продувочного патрубка при удалении воды из трубопровода после
гидравлического испытания:

1 —
трубопровод; 2 — промывочный патрубок; 3 — пригрузы; 4 —
водоотбойная стенка из железобетонных блоков; 5 — сливная труба.

6.14.
Продувочный (промывочный) патрубок надземного трубопровода следует размещать на
расстоянии не более трех дна метров трубопровода от опоры.

6.15. При промывке,
продувке, вытеснении загрязнений в потоке жидкости и удалении воды следует
обеспечить прочность и устойчивость трубопровода и продувочного (промывочного)
патрубка под воздействием статических и динамических воздействий для этого
необходимо оставить незасыпанным конечный участок очищаемого трубопровода и
закрепить конец патрубка.

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

Таблица 9

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

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

Количество
железобетонных пригрузов или диаметр троса для удержания трубопровода при
продувке (промывке) следует принимать по табл.
10.

Рис. 19.
Схема фиксации продувочного патрубка трубоукладчиком:

1 —
продувочный патрубок; 2 — стрела трубоукладчика; 3 — трос

Таблица 10

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

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

При продувке
(промывке) находиться в кабине трубоукладчика запрещается.

Приборы

6.19. При всех
способах испытания на прочность и проверке на герметичность для измерения
давления должны применяться проверенные, опломбированные и имеющие паспорт
манометры класса точности не ниже I и с предельной шкалой на давление около 4/3 от испытательного,
устанавливаемые вне охранной зоны.

6.20.
Содержание кислорода в газовоздушной смеси, выходящей из трубопровода при
очистке полости и испытании природным газом, определяют переносными газоанализаторами
типа ГХП-2, ГХП-3 или другими аналогичными приборами.

Методы поиска
утечек при испытании

6.21. При
испытании трубопроводов на прочность и их проверке на герметичность места
утечек необходимо определять следующими методами:

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

визуальным
методом, предполагающим определение места выхода из трубопроводов воды,
окрашенной трассирующими веществами красителями;

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

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

методом поиска
утечек природного газа, основанном на анализе приборами проб воздуха над
поверхностью грунта;

методом
определения утечек по падению давления на испытываемом участке.

Таблица 11

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

_____________________

^* —
Видимый выход воды может быть не обнаружен при утечке в нижней части трубы.

^** —
Выброс грунта из траншеи наблюдается редко и только при больших разрывах.

Места
утечек с помощью трассирующих веществ (красителей), а также с помощью приборов
следует определять при соблюдении требований специальных инструкций по
технологии производства работ конкретным методом.

Для ускорения
и упрощения поиска утечек трубопроводы, на которых ведут эти работы, разделяют
на отдельные участки, ограниченные арматурой или заглушками.

Системы обнаружения
очистных устройств «Импульс» и «Полюс» и технология их использования при
проведении очистки полости и удалении воды из трубопроводов

6.22. Для
контроля за прохождением очистных устройств и определения их местоположения при
остановке в трубопроводе необходимо применять системы обнаружения «Импульс» и
«Полюс» в соответствии с техническими условиями.

6.23. Системы
обнаружения очистных устройств «Импульс» и «Полюс» используют при проведении
следующих технологических процессов:

промывке с
пропуском очистных или разделительных устройств в потоке жидкости, закачиваемой
в трубопровод для гидравлического испытания;

продувке с
пропуском очистных устройств под давлением воздуха или природного газа;

вытеснении
загрязнений в потоке жидкости с пропуском разделительных устройств под
давлением воздуха или природного газа;

удалении
жидкости из трубопровода после его гидравлического испытания с пропуском
разделительных устройств под давлением воздуха, природного газа, нефти и
нефтепродуктов.

6.24. Системы
обнаружения «Импульс» и «Полюс» могут быть использованы при пропуске очистных
устройств по надземным трубопроводам, а также по подземным трубопроводам,
засыпанным грунтами любых категорий или проложенным по обводненной и
заболоченной местности.

Системы
обнаружения безвредны для обслуживающего персонала и окружающей среды.

6.25. Система
обнаружения очистных устройств «Импульс» состоит из сигнализатора и переносного
приемника с антенной.

Сигнализатор,
смонтированный на очистном поршне, движущемся внутри трубопровода, излучает
знакопеременные низкочастотные магнитные импульсы, которые принимаются
магнитной антенной приемника и преобразуются им в звуковые сигналы.

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

Для защиты от
воздействия давления и агрессивной среды в трубопроводе сигнализатор и блок питания
помещены в герметичный корпус, выполненный из немагнитного материала.

6.26. Система
обнаружения очистных устройств «Полюс» включает магнитный датчик и вторичный
прибор (переносной приемник). Датчик состоит из инвентарных блоков постоянных
магнитов типа БМ-1 (БМ-2), смонтированных на корпусе очистного поршня.
Регистрация магнитного поля (местоположения поршня) обеспечивается вторичным
прибором, в качестве которого используется приемник, оборудованный системой
магнитных компасов.

6.27.
Технические характеристики системы обнаружения очистных устройств «Импульс» и
«Полюс» приведены в табл. 12.

6.28. При
использовании систем «Импульс» и «Полюс» следует учитывать особенности их
эксплуатации в конкретных условиях строительства.

Применение
системы «Пульс» обеспечивает:

регистрацию
магнитных сигналов в широком диапазоне изменения скорости движения очистного
устройства по трубопроводу;

эффективный
поиск очистных устройств на участках трубопровода, проложенного в зоне промышленных
помех, благодаря использованию специальных фильтров, исключающих регистрацию
ложных сигналов;

надежную
работу при отрицательных температурах.

Таблица 12

№ п/п	Наименование параметра	Значение параметра
система «Импульс»	система «Полюс»
1	2	3	4
1	Диаметр очищаемого трубопровода, мм	250-1420	500-1420
2	Рабочая среда	Воздух, природный газ, вода, незамерзающие жидкости, нефть, нефтепродукты
3	Максимальное давление рабочей среды в трубопроводе, МПа	12	Без ограничения
4	Типы очистных устройств	ОП, ПР, ОПР-М, ОПКЛ, ДЗК-РЭМ	ОП, ПР, ОПР-М
5	Дальность обнаружения (расстояние между датчиком-сигнализатором и приемником), м	5-7	4-7
6	Точность определения местоположения очистного устройства, м	±0,5	±0,5
7	Предельная скорость перемещения очистного устройства с датчиком-сигнализатором, м/с	15	10
8	Диапазон скоростей перемещения очистного устройства, при котором обеспечивается надежная регистрация приемником магнитного сигнала, м/с	0-15	0-5
9	Ресурс работы датчика-сигнализатора, ч	120-240	Без ограничения
10	Допустимый диапазон изменения температуры окружающей среды, °С	-40 +50	-20 +50
11	Габаритные размеры сигнализатора (в зависимости от диаметра очистного устройства), мм:
диаметр	80-240	—
длина	300-400	—
12	Габаритные размеры инвентарного магнитного блока БМ-1 (БМ-2):
длина, ширина, высота, мм	—	90´125´130
13	Масса, кг:
сигнализатора	8-35	—
датчика, состоящего из инвентарных магнитных блоков	—	40-60
приемника	2,5	3
антенны	2,5	—

Преимуществами
системы «Полюс» являются:

простота
конструкции и низкая стоимость приборного комплекса;

отсутствие
источников энергии для питания датчика, и, следовательно, неограниченное время
работы системы в трубопроводе;

возможность
использования системы при очистке полости и испытании промысловых трубопроводов
давлением выше 10 МПа;

возможность
быстрого восстановления работоспособности системы в трассовых условиях путем
замены отдельных инвентарных магнитных блоков, установленных на очистном
устройстве.

6.29. Рациональная
технология поиска поршня в трубопроводе включает определение:

участка
трубопровода, на котором находится поршень;

точного
местоположения поршня, остановившегося на известном участке трубопровода.

6.30.
Определение участка трубопровода, на котором находится поршень, следует
осуществлять путем контроля за прохождением поршня через контрольные точки
трассы. Установленные в этих точках приемники регистрируют магнитные сигналы,
излучаемые размещенным на поршне датчиком. Если магнитный сигнал зафиксирован
приемником на предыдущей контрольной точке трассы и не зарегистрирован на
последующей, то поршень находится на участке трубопровода между этими точками
трассы.

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

Зная время
запуска и прохождения контрольной точки, ее удаленность от места пуска поршня,
можно определить скорость перемещения очистного устройства по трубопроводу.

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

6.32. При
продувке трубопровода, проводимой при высоких скоростях движения поршня,
следует применять систему «Импульс», а регистрацию магнитных сигналов
производить несколькими приемниками, расположенными заранее (до начала
продувки) в контрольных точках трассы трубопровода (без их перебазировки в
процессе продувки).

6.33. В случае
остановки или застревания поршня в трубопроводе определение его точного
местоположения производят приемником системы «Импульс» или «Полюс»,
перемещаемым оператором вдоль трассы трубопровода.

При этом в
целях ускорения поиска поршня следует обращать внимание на места наиболее
вероятной остановки поршня: резкие повороты, подъем трассы в гору, переходы
через овраги и т.п. Сокращение времени поиска поршня возможно также за счет
одновременного обхода трассы несколькими операторами.

6.34. Для
обеспечения надежного контроля за перемещением поршня, особенно при очистке полости
на открытый конец трубопровода, необходимо ограничивать скорость его
перемещения в пределах скоростей уверенной регистрации приемником магнитных
сигналов.

6.35. Для
предотвращения повреждения датчиков магнитных сигналов систем «Импульс» и
«Полюс» при вылете поршня из трубопровода необходимо:

при удалении
жидкости на конце трубопровода устанавливать каперу приема очистных устройств;

при продувке
ограничивать предельную скорость перемещения поршней.

6.36. При
запуске поршней, оборудованных системой обнаружения «Импульс», необходимо
использовать устройство дистанционного включения электропитания датчика
магнитных сигналов. Для рационального использования источников электропитания
включение этого датчика проводят после окончательной готовности к проведению очистки
полости (монтажа камеры пуска, обвязки линий подачи воздуха, природного газа
или воды, расстановки операторов с приемниками магнитных сигналов в контрольных
точках трассы и др.).

7. ОРГАНИЗАЦИЯ ОЧИСТКИ ПОЛОСТИ, ИСПЫТАНИЯ И
УДАЛЕНИЯ ВОДЫ

Основные принципы
и особенности организации

7.1. Для
своевременного или досрочного ввода объекта в эксплуатацию проектирование
организации строительства трубопровода в целом следует выполнять на основе
оптимальных решений по организации завершающих процессов трубопроводного
строительства — очистки полости, испытания и удаления воды.

7.2. Для
проведения очистки полости, испытания и удаления воды на строительстве
магистральных трубопроводов следует организовывать один или несколько
специализированных потоков ОПИУ (ОПИ), каждый из которых состоит из трех
частных взаимосвязанных потоков:

потока очистки
полости (ОП);

потока
испытания (И);

потока
удаления воды (У).

Поток удаления
воды организует только на участках газопроводов, испытания которых выполняют
гидравлическим способом.

7.3. Параметры
потоков (ОПИУ (ОПИ) — продолжительность, границы, направление производства
работ во времени и пространстве — должны быть рационально увязаны с параметрами
соответствующих потоков крупных механизированных комплексов (потоки КМК) в
пределах установленной общей продолжительности строительства (директивного
срока).

7.4. На одном
объекте число потоков ОПИУ (ОПИ) и число потоков крупных механизированных
комплексов (КМК) может не совпадать. Один поток ОПИУ (ОПИ) может при
необходимости действовать в границах нескольких потоков КМК или один поток КМК
может функционировать в границах нескольких потоков ОПИУ (ОПИ).

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

7.5. В качестве границ действия потока ОПИУ
(ОПИ) следует принимать границы участка испытания — части трассы, на которой
работы ведут от одного источника испытательной среды (вода, воздух, газ).

Участок
испытания может быть разделен на отдельные захватки, на каждой из которых
работы осуществляют либо силами и средствами одной строительно-монтажной
организации, либо от одного источника используемой среды (вода, газ и т.д.),
либо по одной технологической схеме.

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

7.6.
Организация работ по очистке полости, испытанию и удалению воды должна
предусматривать мероприятия, охватывающие все этапы производства:

подготовительные
работы;

материально-техническое
обеспечение;

механизацию и
транспорт;

организацию
труда;

оперативное
планирование, руководство, диспетчеризацию и связь;

организацию
контроля качества.

7.7. При
организации поточного выполнения работ по ОПИУ (ОПИ) следует учитывать следующие
специфические особенности:

закачивания в
трубопровод напорной среды (воздуха, воды, природного газа, нефти и т.д.) для
очистки полости, испытания и удаления воды можно выполнять круглые сутки, тогда
как предшествующие им работы по инженерной подготовке трассы (рытью траншей,
сварке, изоляции, укладке и засыпке трубопровода) обычно осуществляют в
одну-две смены;

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

протяженность
очищаемого или испытываемого участка определяют в зависимости от совокупности
ряда факторов (схемы раскладки труб, разности вертикальных отметок трассы
трубопровода, расположения линейной арматуры и др.), причем даже для
постоянного комплекта машин по закачиванию воды или воздуха протяженность и
границы участков по очистке полости, испытания и удалению воды могут в
отдельных случаях не совпадать;

используемые
основные машины (наполнительные и опрессовочные агрегаты, передвижные
компрессорные станции) работают, как правило, в одном месте и перемещаются по
трассе только периодически (после окончания работ на данном участке
перебазируют технику на следующий участок;

возможно
совмещение транспортной схемы и схемы организации управления, диспетчеризации и
связи на этапе подготовки к ОПИУ (ОПИ), а также при проведении ОПИУ (ОПИ) по
мере выполнения предшествующих работ на отдельных участках;

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

процессы
очистки полости и испытания газом, а также удаления воды с использованием газа
или нефти являются одновременно завершающими процессами строительства и
начальным этапом пусконаладочных работ, что требует четкой согласованной
организации их выполнения с привлечением сил и средств соответствующих
организации и эксплуатационных подразделений заказчика.

7.8.
Комплексный технологический процесс (или входящий в него процесс), выбранный
для определенного трубопровода (или его участка), может отличаться по
технологическим схемам производства работ. Это обусловлено совокупностью
следующих основных факторов:

конструктивной
характеристикой трубопровода;

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

продольным
профилем (учитывается только при гидравлическом испытании);

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

условиями и
технико-экономической целесообразностью перебазировок на трассе машин для
закачки в трубопровод воды или воздуха;

направлением
движения потоков крупных механизированных комплексов.

7.9. При
выборе технологической схемы производства работ по очистке полости, испытанию и
удалению воды следует учитывать конкретные условия таким образом, чтобы
выбранная схема производства работ обеспечивала возможность выполнения работ в
кратчайший срок (наименьшая продолжительность) при условии обеспечения
нормативных критериев по качеству.

Проектирование
организации и проектирование производства работ по очистке полости испытанию и
удалению воды

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

7.11.
Генеральная проектная организация (или по ее заказу проектная организация,
выполняющая строительную часть проекта) должна разработать и включить в состав
проекта организации строительства следующие документы:

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

способов
проведения работ применительно к конкретным участкам трубопровода;

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

источников
воды, газа или нефти, используемых для ОПИУ (ОПИ);

мест установки
групп наполнительно-опрессовочных станций и групп передвижных компрессоров с
указанием технологических характеристик каждой группы;

мест слива
воды после гидравлического испытания; места забора и слива воды, отбора газа и
нефти должны быть согласованы с заинтересованными организациями;

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

в) график
потребности в основных механизмах, и оборудовании, необходимых для выполнения
ОПИУ (ОПИ) по объекту в целом;

г)
пояснительную записку, содержащую:

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

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

протяженность
участков и величины давления пропуска очистных и разделительных устройств;

границы
испытываемых участков и величины давлений в верхней и нижней точках, а также в
точках установки манометров;

протяженность
участков газопроводов, из которых удаляют воду, и давление газа (воздуха) для
пропуска применяемых разделительных устройств по каждому участку;

протяженность участков
нефтепроводов, из которых удаляют воду, типы применяемых разделителей и
скорости заполнения участков нефтью;

3) обоснование
потребности в основных строительных механизмах и оборудовании, в том числе
указания о возможности использования для ОПИУ (ОПИ) узлов трубопровода
предусмотренных проектом, а также указания по специально смонтированным
временным узлам для ОПИУ (ОПИ);

4) обоснование
резерва машин для ликвидации аварийных ситуаций,

5) мероприятия
по охране окружающей среды.

7.12. В
составе проекта производства работ генеральная подрядная строительная
организация на основе проекта организации строительства и рабочих чертежей
применительно к конкретному участку строящегося трубопровода или промысла
должна разработать:

а) рабочую
схему с детальной, разработкой:

технологических
схем очистки полости, испытания и удаления воды;

графика
производства работ по ОПИУ (ОПИ), совмещенного с графиком работ крупных
механизированных комплексов;

схемы
организации связи и ремонтно-восстановительной службы;

б) график
поступления на объект машин, оборудования, механизмов и приборов с приложением
комплектовочных ведомостей для выполнения ОПИУ (ОПИ),

в) рабочие
чертежи с указанием:

обвязки
наполнительно-опрессовочных станций или групп компрессоров;

узлов
подключения насосных станций и компрессорных групп к трубопроводу;

узлов
подключения трубопроводов к источникам газа или нефти;

узлов слива
воды и эмульсии;

котлована для
сбора эмульсии;

узлов
воздухоспускных кранов;

г)
пояснительную записку, включающую:

обоснование
технологических и организационных решений по производству ОПИУ (ОПИ);

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

расчеты по
составу машин, оборудования, приборов для производства ОПИУ с указанием сроков
поставки на трассу;

обоснование
резерва основных машин, оборудования и материалов для ликвидации возможных
аварийных ситуаций;

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

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

мероприятия по
охране труда и технике безопасности;

мероприятия по
охране окружающей среды;

мероприятия по
организации службы быта.

7.13. При
разработке ПОС и ППР следует предусматривать, чтобы к моменту начала работы
потока ОПИУ на соответствующих участках объекта были закончены все
предшествующие виды строительно-монтажных работ (изоляционно-укладочные,
балластировка трубопровода, приварка катодных выводов, засыпка трубопровода,
монтаж линейной арматуры, монтаж и предварительное испытание подводных
переходов, стационарных камер пуска и приема поршней, узлов подключения к
компрессорным и насосным станциям и т.д.).

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

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

Материально-техническое
обеспечение

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

7.16. В
качестве основной формы материально-технического обеспечения работ по ОПИУ
(ОПИ) следует применять производственно-технологическую комплектацию (машинами,
механизмами, приборами, оборудованием, очистными и разделительными
устройствами, горюче-смазочными и другими материалами), заранее подготовленную
на производственных базах или трассе.

7.17. Исходной
единицей комплектации является технологический комплект, учитывающий
потребность в материально-технических ресурсах для работы потока ОПИУ (ОПИ) в
соответствии с конкретной структурой комплексного технологического процесса.

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

При расчете
состава нормо-комплекта следует принимать во внимание не только необходимость
обеспечения производства всех операций по ОПИУ (ОПИ), но и резервирование по
отдельным позициям.

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

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

7.21. В
процессе осуществления ОПИУ или ОПИ (с момента издания приказа о комиссии по
ОПИУ или ОПТ) вся выделенная техника и оборудование находятся исключительно в
оперативном распоряжении председателя комиссии по ОПИУ (ОПИ).

7.22. При
комплектации аварийных бригад используют силы и средства:

высвободившиеся
из специализированной бригады по ОПИУ (ОПИ);

привлекаемые
из состава основных линейных потоков;

привлекаемые
(по согласованию) из состава соответствующих эксплуатационных организаций
заказчика.

Для
обеспечения возможности ликвидации отказов или аварийных ситуаций в кратчайшие
сроки при определении необходимого количества аварийных бригад следует
учитывать конкретные условия производства работ.

Таблица 13

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

Управление
работами по очистка полости и испытанию трубопроводов

7.23. Очистку
полости трубопроводов, а также их испытание на прочность и проверку на
герметичность следует осуществлять по специальной рабочей инструкции на один
объект или группу однотипных объектов и под руководством комиссии, состоящей из
представителей генерального подрядчика, субподрядных организаций, заказчика,
органов технадзора.

Комиссия по
испытанию трубопровода назначается совместным приказом генерального подрядчика
и заказчика или на основании совместного приказа их вышестоящих организаций.

7.24. При
поточном проведении комплекса работ по ОПИУ и неразрывной технологической
взаимосвязи всех видов работ по ОПИУ в целом на трубопроводе создают единую
комиссию по ОПИУ.

В случаях,
когда по условиям и требованиям организации и технологии производства работ
отдельные процессы, составляющие ОПИУ, выполняют раздельно во времени и по
фронту работ (например, продувка воздухом объекта или его участков,
испытываемых газом или водой, заполнение нефте- или нефтепродуктопровода
соответствующим продуктом после испытания объекта воздухом) могут быть
организованы соответствующие раздельные комиссии по очистке полости, испытанию
и удалений воды.

7.25. В период
непосредственного проведения работ (ОПИУ или ОПИ) по решения комиссии должны
быть организованы аварийные бригады для ликвидации отказов и других аварийных
ситуаций.

Состав,
техническая оснащенность и границы работы аварийных бригад определяются
специальной рабочей инструкцией по проведению ОПИУ (ОПИ).

Для
руководства работами аварийной бригады должен быть назначен мастер (или прораб),
действующий в соответствии с требованиями специальной рабочей инструкции по
проведению ОПИУ (ОПИ). В случаях возникновения аварийных ситуаций, не
предусмотренных специальной рабочей инструкцией выполнять работы необходимо
исключительно по указанию председателя рабочей комиссии по ОПИУ (ОПИ).

7.26.
Председатель комиссии обязан:

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

б) рассмотреть
совместно с членами комиссии специальную рабочую инструкций по производству
ОПИУ (ОПИ) и утвердить ее;

в)
организовать изучение специальной рабочей инструкции по производству ОПИУ (ОПИ)
всеми членами комиссии, инженерно-техническими работниками и рабочим
участвующими в работах;

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

д) руководить
всеми работами по проведению ОПИУ (ОПИ), назначив своим распоряжением
ответственных руководителей на отдельных участках объекта;

е) обеспечить
наличие и ведение технической документации;

ж) принимать
немедленные меры для выявления причин и устранения аварийных ситуаций;

з) обеспечить
безопасность всех участников работ и населения, а также машин, оборудования и
сооружений в зоне, в которой проходит испытания объект;

и) подготовить
техническую документацию о завершении каждого этапа ОПИУ (ОПИ).

7.27. Все
инженерно-технические работники, рабочие, а также техника, материалы и все
ресурсы, необходимые для производства ОПИУ (ОПИ) строительно-монтажных и
эксплуатационных организаций (независимо от их ведомственной принадлежности) на
период производства ОПИУ (ОПИ), находятся в полном распоряжении председателя
комиссии.

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

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

7.30.
Специальная рабочая инструкция составляется строительно-монтажной организацией
и заказчиком по каждому конкретному трубопроводу с учетом местных условий
производства работ, согласовывается с проектной организацией и утверждается
председателем комиссии по испытанию трубопровода.

Специальная
рабочая инструкция на очистку полости, испытание на прочность и проверку на
герметичность трубопроводов с использованием природного газа должна быть
дополнительно согласована с органами государственного газового надзора на
местах и с эксплуатирующей организацией, осуществляющей подачу газа.

7.31.
Специальная рабочая инструкция по очистке полости, испытанию трубопроводов на
прочность и проверке на герметичность должна предусматривать:

способы,
параметры и последовательность выполнения работ;

методы и
средства выявления и устранения отказов (застревание очистных устройств,
утечки, разрывы и т.п.);

схему
организации связи;

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

Составной
частью инструкции является откорректированный вариант технологической схемы и
графика производства работ по ОПИУ (ОПИ).

7.32. В
случаях, когда очистку полости, испытание или удаление воды на трубопроводе или
его участке выполняют в разное время под руководством соответствующих комиссий,
разрешается разрабатывать специальные рабочие инструкции только по выполнению
данного процесса.

Основные
положения для составления специальной рабочей инструкции по очистке полости,
испытанию и удалению воды приведены в рекомендуемом прил.
4.

7.33.
Специальная рабочая инструкция должна находится:

у председателя
и членов комиссии;

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

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

у представителя
инспекции Госгазнадзора.

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

организационную
подготовку;

технологическую
подготовку;

выполнение
основных и завершающих работ.

7.35. На этапе
организационной подготовки ОПИУ (ОПИ) разрабатывают:

приказы о
создании рабочей комиссии (комиссий) по ОПИУ (ОПИ);

документацию
по проведению очистки полости, испытания и удаления воды на основе утвержденных
технических решений и проекта;

мероприятия,
обеспечивающие проведение ОПИУ (ОПИ).

На этапе
технологической подготовки:

разрабатывают
рабочую инструкцию по ОПИУ (ОПИ);

отдают приказы
о формировании и техническом оснащении потоков ОПИУ (ОПИ);

осуществляют
поставку на место проведения работ технологических комплектов;

ведут монтажные
работы по подготовке собственно трубопровода к ОПИУ (ОПИ);

монтируют
машины и механизмы для закачки в трубопровод воды и воздуха, узлы подключения
этих машин к трубопроводу, а также узлы подключения трубопровода к источникам
газа, нефти и т.п.

7.36. На этапе
основных работ осуществляют весь комплекс работ по ОПИУ (ОПИ) под
непосредственным руководством рабочих комиссий.

7.37. Этап
завершающих работ включает:

работы по
оформлению технической документации (включая акты на производство работ);

демонтаж машин
и механизмов и оборудования, которые при меняли при осуществлении ОПИУ (ОПИ).

7.38. Система
оперативного управления ОПИУ (ОПИ) предусматривает использование постоянно
действующей диспетчерской службы для сбора, обработки и передачи оперативной
информации о ходе производства работ.

Диспетчерская
служба осуществляет всю организационную и технологическую взаимосвязь как между
исполнителями работ по ОПИУ (ОПИ), так и с эксплуатационными организациями
заказчика в части использования при ОПИУ (ОПИ) природного газа, нефти или
нефтепродуктов.

Организация связи

7.39. При
производстве работ ОПИУ (ОПИ). должна быть организована система связи силами и
средствами соответствующего управления по связи (на договорных началах).

Система связи
должна обеспечивать оперативное руководство всеми работами по ОПИУ (ОПИ) в
установленных по времени режимах.

В процессе
непосредственного проведения очистки полости, испытания и удаления воды система
связи находится в распоряжении исключительно председателя комиссии и
использовать средства связи для других целей категорически запрещается.

7.40. Для
организации системы связи используют следующие средства:

стационарные
(телефон, телекс и т.п.);

мобильные
(радиостанции).

При наличии на
участке работ по ОПИУ стационарных средств связи (проводная постоянная или
временная связь организаций Миннефтегазстроя, Мингазпрома, Миннетепрома и
Минсвязи) эти средства связи по согласованию должны быть включены в единую
систему связи и работать в согласованных режимах.

7.41.
Стационарные средства связи на трассе должны быть:

в местах
установки ГНОА, ГК;

в местах
расположения рабочих комиссии по ОПИУ (ОПИ);

в штабах
районов строительства.

Стационарные
средства связи за пределами трассы следует располагать также:

в пунктах
управления и диспетчеризации — штабе строительства объекта;

в
строительно-монтажных управлениях, трестах и объединениях;

в организациях
заказчика и генерального проектировщика;

в
диспетчерском отделе Миннефтегазстроя.

7.42. Рабочие
комиссии и непосредственные исполнители работ используют мобильные средства
связи.

7.43.
Организуемая для производства работ по ОПИУ (ОПИ) система связи должна, кроме
основной цели оперативного руководства, обеспечивать возможность проведения
диспетчерских (селекторных) совещаний на уровне штаба строительного района,
штаба строительства и Министерства.

Режим работы
системы связи при проведении диспетчерских совещаний не должен создавать
каких-либо помех для оперативной работы комиссии по производству ОПИУ (ОПИ).

8. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ

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

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

«Правилами
техники безопасности при строительстве магистральных трубопроводов»,
утвержденными Миннефтегазстроем;

«Правилами
устройства и безопасности эксплуатации грузоподъемных кранов», утвержденными
Госгортехнадзором;

«Правилами
технической эксплуатации электроустановок потребителей и правилами техники
безопасности при эксплуатации электроустановок», утвержденными
Главгосэнергонадзором.

8.2. Работа с
метанолом, этиленгликолем, диэтиленгликолем и их растворами должна проводиться
в строгом соответствии с «Правилами безопасности в нефтегазодобывающей
промышленности», утвержденными Миннефтегазстроем, «Общими санитарными правилами
по хранению и применению метанола» в Справочнике по технике безопасности,
противопожарной технике и производственной санитарии. Правила, инструкции,
нормы. — Л., Судостроение, 1972. т. З.

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение 1

Рекомендуемое

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ
ПАРАМЕТРЫ НАПОЛНЕНИЯ ТРУБОПРОВОДА

Время наполнения
трубопровода

Для
определения времени наполнения трубопроводов водой или воздухом следует
использовать номограмму. Номограмма состоит из двух частей (рис. 1 прил. 1). В правой части по оси абсцисс отложена
протяженность L,
участков трубопровода от I
до 100 км. Наклонные линии этой части номограммы обозначают условные диаметры D_у,
трубопроводов от 100 до 1400 мм.

По оси абсцисс
в левой части номограммы отложена продолжительность наполнения трубопровода t_H от 0,1 до 1000 ч. Наклонные линии этой части
номограммы обозначают производительность (в м³/ч) компрессорных
станций и наполнительных агрегатов.

По оси ординат
отложена емкость трубопровода (в м³). Для сокращения размеров и
удобства использования номограмма построена по логарифмической сетке с
соответствующими делениями осей абсцисс и ординат.

Она
предназначена для определения времени заполнения трубопроводов воздухом до
создания в нем избыточного давления 0,1 МПа (I кгс/см²) или до
полного наполнения водой.

Для
определения по номограмме времени t_H заполнения
трубопровода длиной L
и диаметром D_у с помощью
компрессорной станции или наполнительного агрегата производительностью Q необходимо выполнить
действия в соответствии с ключом номограммы, нанесенным пунктирной линией со
стрелками.

Пример 1.
Определить время наполнения трубопровода диаметром D_у = 500 мм протяженностью 10 км одним наполнительным
агрегатом производительностью 300 м³/ч.

Рис. 1.
Номограмма для расчета времени наполнения трубопровода водой или воздухом

На оси абсцисс
правой части номограммы находим точку, соответствующую L = 10 км, и от
нее проводим вертикальную линию до пересечения с наклонной линией D_у
= 500 мм.

Из точки
пересечения этих линий проводим горизонталь в левую часть номограммы до
пересечения с наклонной линией Q = 300 м³/ч.

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

Для
определения времени заполнения трубопровода воздухом до создания давления Р
(МПа) необходимо найденное время умножить на коэффициент К, равный
создаваемому давлению Р, т.е.

T_HP
= 10×K×t_H

Выбор типа и
количества наполнительных агрегатов

В процессе
наполнения трубопровода водой необходимо обеспечить:

оптимальную
скорость потока воды в трубопроводе, определяемую суммарной производительностью
наполнительных агрегатов;

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

Выбор
наполнительных агрегатов следует осуществлять с использованием характеристик
насосов в следующей последовательности:

определить
максимально возможные потери напора (потребный напор) на участке трубопровода,
подлежащем заполнению водой;

задаться
скоростью перемещения поршня по трубопроводу (расходом воды) в процессе
заполнения полости водой;

найти
пересечение прямой, соответствующей заданному расходу воды, с характеристикой
насоса;

определить развиваемый
насосом напор в точке пересечения прямой заданного расхода с характеристикой
насоса;

путем
сравнения потребного и располагаемого напоров выбрать тип и количество
наполнительных агрегатов.

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

Характеристики наполнительных агрегатов приведены на рис. 2 прил. 1.

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

Пример
2. Выбрать тип и количество наполнительных агрегатов при заполнении водой
трубопровода диаметром 1020 мм протяженностью 25 км с пропуском
поршня-разделителя типа ПР. Максимальный перепад высот по трассе составляет 140
м. Насосная станция установлена в 120 м от испытываемого трубопровода и
соединяется с ним трубопроводом диаметром 325 мм.

1. Для
заданного технологического процесса оптимальная скорость заполнения составляет I км/ч. Такая скорость
обеспечивается при расходе воды в час, равном объему 1 км трубопровода, т.е.
785 м³/ч.

2. Оценим
возможные максимальные потери давления при заполнении участка трубопровода:

на преодоление
максимального перепада высот по трассе — 140 м,

Рис. 2. Характеристики
наполнительных агрегатов:

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

на
перемещение поршня (табл. — 5 м;

на преодоление
местных сопротивлений в обвязке насосной станции и подсоединительном
трубопроводе (по таблице прил.
1 D = 325 мм, Q = 785
м³/ч, L = 0,12 км)
— 3 м;

на преодоление
сил трения и перемещение загрязнений (по таблице прил.
1 при D = 1020 мм, Q = 785 м³/ч, L = 25 км) — 2 ч.

3. Суммарный
потребный напор составит:

h = 140 + 5 + 3 + 2 = 150 м.

4. На рис. 2 прил. 1 проводим прямую Q = 785 м³/ч, которая пересекает характеристики
наполнительных агрегатов АН 501 и АСН-1000, соединенных различными способами.

Анализ располагаемых напоров в точках пересечения характеристик
насосных станций показывает, что для данного участка можно рекомендовать
насосную станцию из двух последовательно включенных наполнительных агрегатов АН
501. Остальные возможные станции не эффективны, так как не полностью
используется развиваемый ими напор.

Приложение 2

Обязательное

ПАРАМЕТРЫ

испытания на прочность участков магистральных
трубопроводов

№ п/п	Категории участков трубопровода по СНиП 2.05.06-85	Назначение участков трубопроводов	Этапы испытания на прочность	Давление в верхней точке	Продолжительность, ч
1	2	3	4	5	6
1.1	В, 1	Переходы через водные преграды, укладываемые с помощью подводно-технических средств:	Первый этап — после сварки на стапеле или на площадке перехода целиком или отдельными плетями
	а) судоходные и несудоходные шириной зеркала воды в межень 25 м и более — в русловой части и прибрежные участки длиной не менее 25 м каждый (от среднемеженного горизонта воды)	Второй этап — после укладки перехода
Третий этап — одновременно со всем трубопроводом
1.2		б) несудоходные шириной зеркала воды в межень от 11 м до 25 м в русловой части		“	“
2.1	1	Переходы через дороги: а) железные дороги общей сети, включая участки длиной не менее 40 м каждый по обе стороны дороги от осей крайних путей, но не менее 25 м от подошвы насыпи земляного полотна дороги	Первый этап — после укладки	1,5 Рраб	6
Второй этап — одновременно со всем трубопроводом
2.2		б) подъездные железные дороги промышленных предприятий, включая участки длиной не менее 25 м каждый по обе стороны дороги от осей крайних путей	То же	То же	То же
2.3		в) автомобильные дороги общего пользования 1-а, 1-6, II, III категорий и подъездные автомобильные дороги промышленных предприятий 1-6, II, III категорий, внутренние межплощадочные автомобильные дороги промышленных предприятий 1-в, II -в категорий, включая участки длиной не менее 25 м каждый по обе стороны дороги от подошвы насыпи или бровки земляного полотна дороги	“	“	”
	1	Переходы подземные и надземные через водные преграды, укладываемые без помощи подводно-технических средств:	Первый этап — после укладки или крепления на опорах
Второй этап — одновременно со всем трубопроводом
3.1		а) несудоходные шириной зеркала воды в межень 25 м и более в русловой части и прибрежные участки длиной не менее 25 м каждый (от среднемеженного горизонта воды)	То же	То же	То же
3.2		б) несудоходные шириной зеркала воды в межень от 11 до 25 м — в русловой части	“	“	“
3.3		в) горные потоки (реки)	“	“	“
3.4		г) поймы рек по горизонту высоких вод 10 %-ной обеспеченности нефтепроводов и нефтепродуктопроводов	“	“	“
3.5	1	Узлы пуска и приема очистных устройств, а также участки трубопроводов длиной 100 м, примыкающие к ним	“	“	“
3.6	1	Участки между охранными кранами, всасывающие и нагнетательные газопроводы КС, СПХГ, УКПГ, УППГ, ДКС (шлейфы) и головных сооружений, а также газопроводы собственных нужд узла подключения до ограждения территории указанных сооружений	“	“	“
3.7	1	Трубопроводы, примыкающие к секущему крану УЗРГ и ПРГ, длиной 250 м в обе стороны	“	“	“
4.1	1	Трубопроводы в горной местности при укладке в тоннелях	Первый этап — до укладки или крепления на опорах
4.2	1	Пересечения с канализационными коллекторами, нефтепроводами, нефтепродуктопроводами, подземными, наземными и надземными оросительными системами и между собой многониточных магистральных газопроводов диаметром свыше 1000 мм и давлением 7,5 МПа (75 кгс/см2)и более, а также нефтепроводов диаметром свыше 700 мм в пределах 20 м по обе стороны от пересекаемой коммуникации	Второй этап — одновременно со всем трубопроводом
4.3	1	Пересечения с воздушными линиями электропередачи напряжением 500 кВ и более	“	“	“
4.4	1	Узлы подключения в газопровод	”	“	“
5.1	В	Трубопроводы в пределах территорий ПРГ линейной части газопроводов	—	15 Pраб	24
5.2	В, 1	Трубопроводы, расположенные внутри зданий и в пределах территорий КС, ПРГ, СПХГ, ДКС, ГРС, НПС. УЗРГ, а также трубопроводы топливного и пускового газа
6	I, II, III, IУ	Трубопроводы и их участки, кроме указанных выше	В один этап одновременно со всем трубопроводом	В соответствии с пп.3.15, 3.26, 3.36 настоящих ВСН

Примечания: 1. В любой точке испытываемого участка трубопровода
испытательное давление на прочность не должно превышать наименьшего из
гарантированных заводами испытательных давлений (Р_зав) на
трубы, арматуру, фитинги, узлы и оборудование, установленные на испытываемом
участке.

Р_раб
— рабочее (нормативное) давление, устанавливаемое проектом.

При сооружении подводных переходов магистральных
газопроводов, нефте- и нефтепродуктопроводов из трубных плетей, изготавливаемых
на централизованной базе с последующей буксировкой к месту укладки, первый этап
испытания на прочность производят на стапеле или площадке этой базы. В случае
повреждения трубной плети в процессе буксировки по требованию заказчика первый
этап испытания повторяют.

3. При укладке подводных трубопроводов способом
последовательного наращивания с трубоукладочной баржи или с береговой монтажной
площадки первый этап испытаний не производится.

4. В числителе указана величина давления и
продолжительность гидравлического испытания, а в знаменателе — пневматического
испытания.

5. Испытываются только гидравлическим способом.

6. Участки I
категории, приведенные в поз. 6 обязательного прил.2,
могут по усмотрению проектной организации, в зависимости от конкретных условий,
подвергаться испытаниям в два этапа, что должно битв отражено в проекте.

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

8. Переходы через водные преграды шириной менее 30 м и
глубиной менее 1,5 и испытываются в один этап одновременно со всем
трубопроводом.

9. Временные трубопроводы для подключения
наполнительных, опрессовочных агрегатов и компрессоров должны быть
предварительно подвергнуты гидравлическому испытанию на давление, равное 1,25
испытательного давления трубопровода в течение 6 ч.

10. Напряжения в надземном трубопроводе при
воздействии испытательного давления должны быть проверены расчетом.
Интенсивность напряжения в любом сечении трубопровода при действии
испытательного давления не должна превышать значения, равного пределу
текучести. Расчетные давления испытания должны быть указаны в рабочем проекте.

Приложение 3

Рекомендуемое

ПРЕДВАРИТЕЛЬНОЕ
ИСПЫТАНИЕ КРАНОВЫХ УЗЛОВ ЗАПОРНОЙ АРМАТУРЫ

Предварительное
гидравлическое испытание

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

к концам
монтажного узла приваривают временные, патрубки из труб длиной 6 м со
сферическими заглушками;

на пониженном
конце одного из приваренных патрубков монтируется сливной патрубок с краном, а
на повышенном — воздухоспускной патрубок и манометр;

полностью
открывают запорную арматуру кранового узла.

2. Воду в
испытываемый узел следует подавать либо непосредственно из водоема (реки,
озера, канала и т.п.), либо из передвижной емкости с помощью насоса
опрессовочного или наполнительно-опрессовочного агрегата. Персонал, емкость и
агрегаты должны располагаться за охранной зоной.

3. Заполнение
полости узла водой производится до тех пор, пока вода не появится на
воздухоспускном кране.

4. После
заполнения узла водой производят подъем давления следующим образом:

при достижении
давления, равного 2 МПа (20 кгс/см²), необходимо прекратить подъем
давления и осмотреть узел. Во время осмотра подъем давления в крановом узле
запрещается;

дальнейший
подъем давления до испытательного на прочность производят без остановок с
предварительным удалением людей за охранную зону.

5.
Гидравлическое испытание на прочность следует производить при давлении 1,1 Р_раб
в течение 2 ч, проверку на герметичность — при снижении давления до Р_раб
в течение времени, необходимом для осмотра кранового узла.

Рис.
1. Принципиальная схема предварительного гидравлического испытания
кранового узла:

1 — крановый
узел; 2 — патрубок с заглушкой; 3 — сливной патрубок с краном; 4
— воздухоспускной патрубок;

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

6. Крановый
узел считается выдержавшим предварительное гидравлическое испытание, если при
осмотре узла не будут обнаружены утечки.

7. После
окончания гидравлического испытания воду из узла сливают и временные патрубки с
заглушками демонтируют.

Предварительное
испытание воздухом

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

на конце
одного из патрубков монтируется манометр. Второй манометр устанавливается в
начале шлейфа у компрессорной станции, вне охранной зоны;

полностью
открывает запорную арматуру кранового узла.

9. Для испытания сжатым воздухом
используется передвижная компрессорная станция, установленная вне охранной
зоны.

10. Подъем
давления до испытательного на прочность следует производить без остановок с
предварительным удалением людей за охранную зону.

11. Испытание
узла сжатым воздухом на прочность следует производить при давлении 3 МПа (30
кгс/см²) с выдержкой в течение 2 ч, проверку на герметичность — при
давлении 2 МПа (20 кгс/см²) в течение времени, необходимом для
осмотра кранового узла.

12. Крановый
узел считается выдержавшим предварительное испытание воздухом, если при осмотре
не будут обнаружены утечки.

13. После
окончания испытания воздухом следует полностью сбросить давление и
демонтировать патрубки с заглушками на концах.

Предварительное
испытание природным газом

14. Природный
газ для испытания подают от параллельной нитки газопровода. Все работы по
врезке в действующий газопровод и огневые работы должны выполняться
эксплуатирующей организацией.

Рис.
2. Принципиальная схема предварительного испытания раневого узла сжатым воздухом:

1 — крановый
узел; 2 — патрубок с заглушкой, 3 — манометр; 4 свеча с
заглушкой; 5 — шлейф с арматурой;

6 —
компрессорная станция

Рис. 3.
Принципиальная схема предварительного испытания кранового узла природным газом:

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

15.
Необходимо соблюдать следующий порядок подачи газа в крановый узел (рис. 3 прил. 3):

открыть
запорную арматуру на крановом узле и свече;

открыть кран у
источника природного газа таким образом, чтобы, поддерживая давление не более
0,1-0,2 МПа (1-2 кгс/см²) обеспечить плавную подачу газа в
испытываемый крановый узел с перемычками для полного вытеснения воздуха через
свечу из всех коммуникаций и кранового узла. Определяемое газоанализатором
содержание кислорода в выходящей из свечи газовоздушной смеси должно быть не
более 2 %;

закрыть кран
на свече и осуществить подъем давления до испытательного.

16. Параметры
и критерии оценки испытания на прочность и проверки на герметичность природным
газом такие же, как при испытании сжатым воздухом.

17. В случае
обнаружения утечек следует немедленно прекратить подачу газа и испытание,
сбросить давление до 0,0002 — 0,0005 МПа (от 0,002 — 0,005 кгс/см²)
и устранить дефекты с соблюдением требований к огневым работам.

Приложение 4

Рекомендуемое

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПО
РАЗРАБОТКЕ СПЕЦИАЛЬНОЙ (РАБОЧЕЙ) ИНСТРУКЦИИ ПО ОЧИСТКЕ ПОЛОСТИ И ИСПЫТАНИЮ

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

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

титульный
лист, в котором указано название данной инструкции с подписями председателя
комиссии и представителей организаций, с которыми согласован этот документ;

текстовая
часть, содержащая:

а)
наименование испытываемого объекта (участка) с указанием его границ с привязкой
к километровым, пикетным, реперным или другим знакам, предусмотренным рабочим
проектом трубопровода;

б) описание
технологической схемы объекта (участка) в полном соответствии с исполнительной
документацией, а также с указанием всех дополнительных соединений, врезок,
арматуры, контрольно-измерительных приборов и т.д., выполненных специально для
проведения ОПИ.

Вся указанная
в описании арматура и трубопроводы должны быть обозначены номерами, которые
соответствуют номерам на рабочей схеме производства работ;

в)
перечисление отдельных участков производства ОПИ с указанием:

границ этих участков;

способов
производства работ;

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

величины
давления в конечных и контрольных точках;

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

д) перечень
источников и средств для закачивания (воды, воздуха, газа, нефти и т.п.) с
указанием их комплектации и производительности, а также описание схем
подключения их к трубопроводу;

е) описание
технологии производства работ по ОПИ, в том числе:

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

порядок и
последовательность всех проводимых переключений и отключений арматуры на
линейной части трубопроводов, а также на узлах подачи закачиваемых сред при
выполнении всех этапов ОПИ, в том числе производства огневых работ и работ по
ликвидации аварийных ситуаций;

описание
операции вытеснения из газопровода воздуха с указанием мест и параметров
контроля за составом выходящей из газопровода газовоздушной среды;

порядок
проведения очистки полости с указанием типов очистных или разделительных
устройств, а также последовательности и параметров их пропуска по каждому
участку;

порядок
проведения испытания на прочность и проверки на герметичность по каждому
участку с указанием продолжительности выдержки трубопровода под испытательным и
рабочим давлением;

порядок
снижения давления после испытания на прочность для проверки на герметичность, а
также после проверки на герметичность;

порядок
удаления воды с указанием типов разделительных устройств, а также
последовательности и параметров их пропуска по каждому участку;

порядок и
последовательность работ в случае возникновения утечек, разрывов и других
аварийных ситуаций;

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

места
расположения председателя рабочей комиссии и ее членов;

ответственных
исполнителей каждого этапа работ и подчиненный им персонал;

места
расположения аварийных бригад и дежурных постов, их материально-техническое
обеспечение, границы их действия и каналы связи с председателем рабочей
комиссии или ее членами;

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

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

порядок
оповещения местных организаций и населения о сроках проведения ОПИУ (ОПИ) и
взаимосвязь с этими организациями в процессе производства работ;

указания по
технической и пожарной безопасности;

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

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

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