7 Очистка внутренней поверхности труб, полости газопровода и его калибровка, пропуск разделительных и пенополиуретановых поршней по газопроводу, внутритрубная дефектоскопия
7.1 Трубы для строительства газопровода следует поставлять с заводов-изготовителей с установленными на них инвентарными заглушками. Конструкция заглушек должна позволять проводить все такелажные операции, не снимая их с торца трубы (тип заглушки должен обеспечивать защиту полости труб от попадания влаги и загрязнений).
7.2 Строительно-монтажные организации в обязательном порядке должны сохранять заглушки на торцах труб при приемке, хранении на приобъектных складах, вывозке и раскладке труб по трассе. Снятие заглушек разрешается только непосредственно перед монтажом газопровода.
7.3 Внутреннюю поверхность труб очищают от загрязнений, грунта, воды, снега, льда, инея и случайно попавших предметов, в соответствии с ВСН 012-88 [6]. В случае наличия на трубах внутреннего гладкостного покрытия очистку труб проводят способом, обеспечивающим его сохранность. Технологию и средства очистки предусматривают в специальной рабочей инструкции, разрабатываемой генеральной строительно-монтажной организацией и согласуемой с заказчиком.
7.4 Смонтированные участки газопроводов во время перерывов в работе герметично заглушают до ликвидации технологических разрывов газопроводов, независимо от того, лежат они на бровке траншеи или уложены в траншею. Ликвидацию технологических разрывов газопроводов осуществляют в присутствии представителей организаций, осуществляющих технический надзор, и эксплуатирующей организации.
7.5 Конец монтируемой нитки газопровода (противоположный концу, с которого производится ее наращивание) герметично заглушают для предотвращения воздухообмена и выпадения влаги в участке газопровода после очистки монтируемых труб.
7.6 Не позднее чем за двое суток до начала работ по очистке полости и испытаниям участков ЛЧ МГ и технологических трубопроводов КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ подрядчик должен получить разрешение на проведение этих операций в соответствии с А.1 (приложение А).
7.7 После монтажа участков газопроводов очистку полости газопроводов диаметром 219 мм и более проводят промывкой или продувкой сжатым воздухом с пропуском очистных или разделительных поршней. Типовые технологические схемы заполнения газопроводов водой, промывки, гидравлических испытаний, удаления воды, пропуска очистных, разделительных и пенополиуретановых поршней по участкам газопроводов приведены на рисунке Б.1 (приложение Б).
При длине очищаемого газопровода менее одного километра его промывку (продувку) допускается выполнять без пропуска поршней.
Промывку (продувку) газопроводов диаметром менее 219 мм допускается проводить без применения очистных или разделительных поршней. На газопроводах любого диаметра при наличии гнутых отводов радиусом менее пяти диаметров или неравнопроходной арматуры промывку (продувку) выполняют без применения очистных или разделительных поршней. Типовые технологические схемы заполнения газопроводов водой, гидравлических испытаний, удаления воды без пропуска очистных и разделительных поршней приведены на рисунке Б.2 (приложение Б).
7.8 Промывку участков газопроводов при предварительных испытаниях и испытаниях на заключительном этапе проводят с применением очистных и разделительных поршней под давлением воды, используемой при гидравлическом испытании. Впереди очистного или разделительного поршня для смачивания и размыва загрязнений заливают воду в объеме от 10 % до 15 % от объема очищаемого газопровода.
Заполнение участка газопровода водой (промывка) с пропуском разделительных поршней обеспечивает удаление воздуха, что исключает необходимость установки на нем воздухоспускных кранов. В случае невозможности использования разделительных поршней (наличие неравнопроходной запорной арматуры, различных диаметров труб на участке, отсутствие необходимых поршней и др.) при заполнении газопроводов водой допускается устанавливать в верхних точках участков газопроводов воздухоспускные краны. Удаление воздуха из участков газопровода повышает надежность выявления утечек по показаниям манометров при испытаниях и сокращает время подъема давления до испытательного.
При промывке участков газопровода без пропуска очистных и разделительных поршней скорость потока воды должна составлять не менее 5 км/ч. Промывку считают законченной, если очистной или разделительный поршень вышел из участка газопровода неразрушенным, а в случае промывки без пропуска поршней, - когда из сливного патрубка выходит струя незагрязненной жидкости.
7.9 Продувку участков газопроводов выполняют сжатым воздухом, подаваемым высокопроизводительными компрессорными установками, или из ресивера (с пропуском очистных и разделительных поршней для газопроводов диаметром 219 мм и более). Ресивер для продувки создают на прилегающем участке газопровода, ограниченном заглушками или запорной арматурой. Типовые технологические схемы пневматических испытаний участков ЛЧ МГ и их продувки с использованием поршней приведены на рисунке Б.3 (приложение Б).
В случае проведения на участке газопровода пневматических испытаний на предварительном этапе осушенным воздухом продувку также выполняют осушенным воздухом, а перед испытаниями пропускают по участку пенополиуретановые поршни под давлением сжатого осушенного воздуха.
В случае проведения пневматических испытаний участка газопровода на предварительном этапе неосушенным воздухом пропуск по участку пенополиуретановых поршней под давлением сжатого осушенного воздуха проводят после испытаний.
7.10 При промывке, продувке, вытеснении загрязнений в потоке жидкости и удалении воды следует обеспечить прочность и устойчивость газопровода и продувочного (промывочного) патрубка под воздействием статических и динамических воздействий. Для этого необходимо оставить незасыпанным конечный участок очищаемого газопровода и закрепить конец патрубка. Типовая технологическая схема крепления патрубка при промывке и удалении воды из газопровода после гидравлического испытания приведена на рисунке Б.4 (приложение Б).
7.11 При высоте подъема конца продувочного (промывочного) патрубка над верхней кромкой траншеи 0,2 м длина незасыпанного участка газопровода должна приниматься согласно таблице 3. Продувочный (промывочный) патрубок необходимо зафиксировать от смещения в горизонтальной плоскости.
Таблица 3- Длина незасыпанных участков газопровода при его продувке (промывке) в зависимости от диаметра
Диаметр газопровода, мм
|
Длина незасыпанного участка газопровода, м
|
при продувке
|
при промывке
|
219
|
35
|
30
|
530
|
45
|
35
|
720
|
55
|
40
|
1020
|
70
|
55
|
1220
|
80
|
60
|
1420
|
90
|
65
|
7.12 Продувочный (промывочный) патрубок надземного участка газопровода следует размещать на расстоянии не более трех диаметров газопровода от опоры.
7.13 При предварительных гидравлических испытаниях после удаления воды разделительными поршнями по участку пропускают пенополиуретановые поршни. В случае если за предварительными гидравлическими испытаниями участка газопровода следуют на заключительном этапе пневматические испытания осушенным воздухом, пропуск пенополиуретановых поршней проводят под давлением сжатого осушенного воздуха.
7.14 Пропуск пенополиуретановых поршней по участку газопровода осуществляют до выхода первого сухого поршня (допускается увеличение массы поршня за счет насыщения влагой не более чем на 10% от первоначальной).
7.15 Перед заключительным этапом испытаний участков газопроводов диаметром 219 мм и более пропускают поршни с калибровочным диском диаметром 95 % от минимального внутреннего диаметра самого узкого элемента в пределах обследуемого участка (тройник, отвод с радиусом изгиба, равным пяти диаметрам) с учетом его толщины стенки и овальности. Калибровочные диски должны быть выполнены из незакаленной стали толщиной не более 4 мм или из деформируемого алюминия толщиной не более 10 мм. Очистные поршни и поршни с калибровочными дисками оборудуют устройствами обнаружения в случае их застревания. При наличии внутреннего гладкостного покрытия на трубах очистные поршни не должны иметь металлических частей, узлов и деталей, контактирующих с покрытием.
7.16 На заключительном этапе гидравлического испытания газопровода после пропуска поршня с калибровочным диском пропускают в потоке воды снаряд-дефектоскоп контроля геометрии труб для определения местоположения дефектов типа вмятин, гофров, овальностей. В случае обнаружения дефектов геометрии труб, размеры которых не позволяют пропустить снаряд-дефектоскоп, дефекты устраняют. Затем пропускают по участку газопровода в потоке воды магнитный снаряд-дефектоскоп или, при соответствующем обосновании, ультразвуковой снаряд-дефектоскоп для выявления металлургических (плены, закаты, трещины и т.д.), строительно-монтажных (вмятины, задиры и т.д.) дефектов и дефектов сварных соединений. Обследования внутритрубными снарядами-дефектоскопами осуществляют в соответствии с требованиями нормативных документов ОАО «Газпром». Недопустимые дефекты, выявленные по результатам внутритрубной дефектоскопии, должны быть устранены.
Типовая технологическая схема очистки полости, калибровки и ВТД участков ЛЧ МГ при гидравлических испытаниях приведена на рисунке Б.5 (приложение Б).
Результаты очистки полости и калибровки участков газопроводов отражают в акте по форме А.2 (приложение А).
7.17 Удаление воды из газопровода проводят путем пропуска не менее чем трех поршней-разделителей с полиуретановыми уплотнительными манжетами под давлением сжатого воздуха. Скорость движения поршней-разделителей должна быть в пределах от 3 до 10 км/ч (результаты удаления воды из участков газопровода считают удовлетворительными, если впереди контрольного поршня-разделителя нет воды и поршень-разделитель вышел неразрушенным, в противном случае пропуски контрольных поршней-разделителей повторяют).
7.18 На заключительном этапе гидравлического испытания участков газопровода перед его осушкой (после удаления воды) пропускают пенополиуретановые поршни под давлением сжатого осушенного воздуха.
7.19 Воду и загрязнения из перемычек между строящимся и действующим газопроводами удаляют в следующем порядке:
- демонтируют штатную заглушку на конце перемычки;
- через свободное сечение в нижнюю точку перемычки заводят шланг диаметром не менее 32 мм;
- проводят откачку воды из перемычки с помощью грязевого насоса;
- из перемычки удаляют остатки воды и влажного грунта.
По окончании удаления воды и влажного грунта из перемычки на ее открытый конец приваривают временную плоскую заглушку толщиной не менее 10 мм с приваренным к ней патрубком и краном DN 100, Ру 16.
7.20 Перед заключительным этапом пневматического испытания участка газопровода после пропуска очистного поршня с калибровочным диском пропускают под давлением сжатого воздуха снаряд-дефектоскоп контроля геометрии труб для определения местоположения дефектов типа вмятин, гофров, овальностей. В случае обнаружения дефектов геометрии труб, размеры которых не позволяют пропустить магнитный снаряд-дефектоскоп для выявления металлургических (плены, закаты, трещины), строительно-монтажных (задиры) дефектов и дефектов сварных соединений, дефекты устраняют, после чего пропускают указанный снаряд-дефектоскоп .
По завершении внутритрубной дефектоскопии, в случае обнаружения недопустимых дефектов, из участков газопроводов стравливают воздух, после чего дефекты устраняют.
Типовая технологическая схема очистки полости, калибровки и ВТД участков ЛЧ МГ при пневматических испытаниях приведена на рисунке Б.6 (приложение Б).
7.21 В случае выполнения заключительных этапов пневматических испытаний участков газопровода осушенным воздухом пропуск пенополиуретановых поршней выполняют после внутритрубной дефектоскопии или устранения дефектов под давлением сжатого осушенного воздуха.
В случае выполнения заключительных этапов пневматических испытаний участка газопровода неосушенным воздухом пропуск пенополиуретановых поршней выполняют под давлением сжатого осушенного воздуха после испытаний перед осушкой газопроводов.
8 Предварительные испытания крановых узлов
8.1 Предварительные испытания крановых узлов проводят с целью выявления дефектов и определения герметичности узлов до их испытания в составе участков газопровода.
8.2 Предварительные испытания крановых узлов выполняют гидравлическим (водой, жидкостью с пониженной температурой замерзания) или пневматическим (воздухом) способом.
8.3 Предварительные испытания крановых узлов диаметром 530-1420 мм выполняют непосредственно на месте проектного расположения узла на трассе.
8.4 Предварительные испытания крановых узлов диаметром от 159 до 426 мм допускается проводить как на трассе, так и вне трассы, вблизи источника воды, с последующей транспортировкой узлов к месту монтажа.
8.5 До проведения предварительных испытаний крановых узлов к их концам приваривают временные патрубки из труб длиной по 6 м со сферическими заглушками.
8.6 Гидравлические испытания на прочность проводят при давлении 1,1 от рабочего (р) в течение 2 ч, проверку на герметичность - при снижении давления до рабочего в течение времени, необходимого для осмотра кранового узла.
К нижней образующей конца пониженного патрубка монтируют сливной патрубок с краном, а к верхней образующей конца повышенного патрубка монтируют воздухоспускной патрубок и манометр. Гидравлические испытания на прочность проводят при полностью открытой запорной арматуре кранового узла. Воду в испытываемый узел подают либо непосредственно из водоема, либо из передвижной емкости с помощью опрессовочного насоса или наполнительно-опрессовочного агрегата.
Принципиальная схема предварительных гидравлических испытаний крановых узлов приведена на рисунке Б.7 (приложение Б).
8.7 Предварительные пневматические испытания крановых узлов проводят при давлении 3 МПа с выдержкой в течение 2 ч, проверку на герметичность - при давлении 2 МПа в течение времени, необходимого для осмотра кранового узла.
Предварительные пневматические испытания крановых узлов, устанавливаемых на газопроводах с рабочим давлением от 1,18 до 2,7 МПа, проводят при давлении 1,1 от рабочего (р), а проверку на герметичность - при рабочем давлении.
На конце одного из приваренных к крановому узлу патрубков монтируют манометр, второй манометр устанавливают на шлейфе возле компрессора, вне охранной зоны.
Принципиальная схема предварительных пневматических испытаний крановых узлов приведена на рисунке Б.8 (приложение Б).
8.8 Крановый узел считают выдержавшим предварительное испытание, если при осмотре узла не были обнаружены утечки.
Результаты предварительных испытаний крановых узлов на прочность и проверки на герметичность отражают в акте по форме А.3 (приложение А).
8.9 Крановые узлы подвергают испытаниям одновременно с предварительно испытываемыми участками газопровода, после чего продувают дренажные линии на всех запорных кранах (DN 150÷1400) и удаляют воду из емкостей резервного газа запорных кранов. При низких температурах атмосферного воздуха трубопроводы обвязок крановых узлов, дренажные линии и емкости резервного газа прогревают с целью растапливания льда и удаления воды.
9 Структура комплексного процесса и порядок проведения очистки полости, испытаний, осушки и заполнения азотом участков ЛЧ МГ в талых, сезонно-мерзлых и многолетнемерзлых грунтах
9.1 Структура комплексного процесса и порядок проведения очистки полости, предварительных испытаний участков ЛЧ МГ, заключительного этапа испытаний участка газопровода, его осушки и заполнения азотом в талых, сезонно-мерзлых и многолетнемерзлых грунтах приведена на рисунках 1 и 2 соответственно.
Типовые технологические схемы заполнения газопроводов водой, промывки, гидравлических испытаний, удаления воды, пропуска очистных, разделительных и пенополиуретановых поршней по участкам газопроводов приведены на рисунке Б.1 (приложение Б).
Типовые технологические схемы заполнения газопровода водой, гидравлических испытаний, удаления воды без пропуска очистных и разделительных поршней приведены на рисунке Б.2 (приложение Б).
Типовые технологические схемы продувки участков газопроводов с использованием пенополиуретановых поршней и их пневматических испытаний приведены на рисунке Б.3 (приложение Б).
9.2 Не позднее чем за двое суток до начала предварительных испытаний участков ЛЧ МГ подрядчик должен получить разрешение на проведение работ по форме А.1 (приложение А).
9.3 Первый этап испытаний в три этапа подводных переходов с прилегающими участками, укладываемых с помощью подводно-технических средств (после сварки переходов на стапеле или на площадке, но до изоляции), и переходов через железные и автомобильные дороги, включающих прилегающие участки (после укладки на проектные отметки), выполняют гидравлическим способом в соответствии с таблицей 2, с учетом примечания 9 к ней для участков газопроводов с ММГ.
Испытания переходов выполняют в следующей последовательности:
- заполняют переход водой с одновременной промывкой в соответствии с 7.7 и 7.8;
- поднимают давление в нем до испытательного;
- выдерживают участок газопровода под испытательным давлением;
- понижают давление до рабочего;
- проводят проверку на герметичность;
- удаляют воду.
При отрицательных температурах атмосферного воздуха гидравлическое испытание переходов проводят с учетом 6.5-6.9.
Второй этап испытаний участков газопроводов в три этапа допускается выполнять как гидравлическим, так и пневматическим способом.
Гидравлические испытания подводных переходов, укладываемых с помощью подводно-технических средств, проводят после их укладки, но до засыпки, а пневматические - после укладки и засыпки.
Переходы через железные и автомобильные дороги испытывают гидравлически или пневматически одновременно с примыкающими участками (согласно СТО Газпром 2-2.1-249 (пункт 3б таблицы 2) или СНиП 2-05-06-85*[4] (пункт 3е таблицы 3)) после засыпки.
Участки газопроводов, проложенные в ММГ, на втором этапе испытаний в три этапа испытывают пневматическим способом осушенным воздухом.
9.4.1 Гидравлические испытания переходов газопровода выполняют в следующей последовательности:
- заполняют переход газопровода водой;
- поднимают в нем давление до испытательного;
- выдерживают под испытательным давлением;
- понижают давление до рабочего;
- проводят проверку на герметичность;
- удаляют воду.
В случае отрицательных температур воздуха и (или) грунта испытания выполняют с учетом 6.5-6.9.
На участках газопроводов с ММГ непосредственно после удаления воды по ним пропускают пенополиуретановые поршни. На участках газопроводов с талыми и сезонно-мерзлыми грунтами, если на заключительном этапе испытания переходов газопровода будет применен пневматический способ, то непосредственно после удаления воды по ним пропускают пенополиуретановые поршни.
9.4.2 Пневматические испытания переходов газопровода выполняют в следующей последовательности:
- по переходу пропускают пенополиуретановые поршни (в случае применения для испытаний осушенного воздуха или на участках с ММГ);
- поднимают давление в переходе до 2 МПа (подъем давления для МГ с Рраб < 2 МПа - до рабочего давления);
- проводят его осмотр;
- поднимают давление до испытательного;
- выдерживают под испытательным давлением;
Рисунок 1, лист 1 - Структура комплексного процесса и порядок проведения очистки полости, предварительных испытаний участков ЛЧ МГ, заключительного этапа испытаний участков газопровода, их осушки и заполнения азотом в талых и сезонно-мерзлых грунтах
Рисунок 1, лист 2
Рисунок 2, лист 1 - Структура комплексного процесса и порядок проведения очистки полости, предварительных испытаний участков ЛЧ МГ, заключительного этапа испытаний участков газопровода, их осушки и заполнения азотом, в многолетнемерзлых грунтах
Рисунок 2, лист 2
- понижают давление до рабочего;
- выполняют проверку на герметичность.
9.4.3 По окончании второго этапа испытаний переходов газопровода на них устанавливают герметичные временные заглушки.
9.5 Первый этап испытаний участков газопроводов в два этапа допускается выполнять как гидравлическим, так и пневматическим способом (газопроводы с рабочим давлением выше 11,8 МПа и надземные газопроводы испытывают гидравлическим способом).
Испытания проводят после укладки и засыпки подземных участков или монтажа на опорах надземных участков газопроводов.
Участки, проложенные в ММГ, на первом этапе испытаний в два этапа испытывают пневматическим способом осушенным воздухом.
9.5.1 Гидравлические испытания участков газопровода, прокладываемых в талых и сезонно-мерзлых грунтах, выполняют в следующей последовательности:
- испытываемый участок заполняют водой (в случае пневматических испытаний на заключительном этапе проводят промывку в соответствии с 7.7);
- поднимают давление до испытательного;
- выдерживают участок газопровода под испытательным давлением;
- понижают давление в участке до рабочего;
- проводят проверку на герметичность;
- удаляют воду.
При отрицательных температурах воздуха и (или) грунта участки трубопровода испытывают с учетом 6.5-6.9.
В случае если на заключительном этапе испытаний будет применен пневматический способ, после первого этапа испытаний участка ЛЧ МГ в два этапа по нему пропускают пено -полиуретановые поршни в соответствии с 7.21.
9.5.2 Гидравлические испытания надземных участков, находящихся в составе газопроводов, прокладываемых в многолетнемерзлых грунтах, выполняют после их крепления на опорах в следующей последовательности:
- заполняют участок водой с одновременной его промывкой;
- поднимают давление в нем до испытательного;
- выдерживают участок газопровода под испытательным давлением;
- понижают давление до рабочего;
- проводят проверку на герметичность;
- удаляют воду;
- пропускают пенополиуретановые поршни.
9.5.3 Перед пневматическими испытаниями участка газопровода его продувают в соответствии с 7.9 и пропускают по нему пенополиуретановые поршни в соответствии с 7.21.
9.5.4 Пневматические испытания участков газопроводов, прокладываемых в талых и сезонно-мерзлых грунтах, выполняют в следующей последовательности:
- поднимают давление в испытываемом участке газопровода до 2 МПа (подъем давления для МГ с Рраб < 2 МПа - до рабочего давления);
- проводят его осмотр;
- поднимают давление до испытательного;
- выдерживают газопровод под испытательным давлением;
- понижают давление до рабочего и проверяют на герметичность;
- стравливают воздух из участка.
9.5.5 В случае пневматических испытаний неосушенным воздухом по участку газопровода после завершения испытаний пропускают пенополиуретановые поршни.
При пневматических испытаниях участков газопроводов, проложенных в многолетнемерзлых грунтах, после завершения испытаний пенополиуретановые поршни не пропускают.
9.5.6 По окончании первого этапа испытаний в два этапа на испытанные участки газопровода устанавливают герметичные временные заглушки.
9.5.7 Результаты предварительных испытаний газопроводов на прочность и проверки на герметичность, а также удаления воды (стравливания воздуха) из газопровода отражают в акте по форме А.4 (приложение А).
9.6 Заключительный этап испытаний законченного строительством участка газопровода допускается выполнять как гидравлическим, так и пневматическим способом (для участков ЛЧ МГ, проложенных в многолетнемерзлых грунтах, - только пневматическим способом осушенным воздухом) после сварки участков газопровода всех категорий в единую нитку, их укладки, засыпки, обвалования или крепления на опорах, установки арматуры, манометров и катодных выводов, очистки участка газопровода, промывки в соответствии с 7.8 и продувки в соответствии с 7.9, калибровки в соответствии с 7.15 и ВТД в соответствии с 7.16 и 7.20, пропуска пенополиуретановых поршней в соответствии с 7.21. В случае необходимости после ВТД устраняют выявленные дефекты.
9.6.1 Заключительный этап испытания участка газопровода гидравлическим способом выполняют в следующей последовательности:
- заполняют участок газопровода водой и промывают его (в случае устранения обнаруженных дефектов);
- поднимают давление до испытательного;
- выдерживают под испытательным давлением;
- понижают давление до рабочего;
- проводят проверку на герметичность;
- удаляют воду;
- пропускают пенополиуретановые поршни под давлением сжатого осушенного воздуха.
Гидравлические испытания в условиях отрицательных температур воздуха и (или) грунта следует выполнять с учетом 6.5-6.9.
Результаты гидравлических испытаний газопроводов на прочность, проверки на герметичность и удаления воды из газопроводов отражают в акте по форме А.5 (приложение А).
После пропуска пенополиуретановых поршней проводят осушку участка газопровода сухим воздухом до ТТР минус 20 °С. Типовая технологическая схема осушки участка газопровода сухим воздухом приведена на рисунке Б.9 (приложение Б).
В случае разрыва газопровода в процессе гидравлического испытания поврежденный участок ремонтируют, заполняют и промывают водой и испытывают повторно.
9.6.2 Пневматические испытания участка газопровода выполняют в следующей последовательности:
- поднимают давление в участке газопровода до 2 МПа (подъем давления для МГ с Рраб < 2 МПа - до рабочего давления);
- проводят его осмотр;
- поднимают давление до испытательного;
- выдерживают под испытательным давлением;
- понижают давление до рабочего;
- проверяют на герметичность;
- стравливают воздух.
В случае разрыва участка газопровода в процессе пневматического испытания поврежденный участок ремонтируют, очищают и испытывают повторно.
9.6.3 Сухой воздух, стравливаемый при понижении давления с испытательного до рабочего, целесообразно использовать для осушки подготовленного для испытаний соседнего участка газопровода, пропуская воздух по нему на открытую свечу. По окончании пневматических испытаний для участков, испытываемых на давление более 5 МПа, воздух из участка газопровода стравливают с рабочего давления до 5 МПа без ограничения скорости стравливания, далее поэтапно, с выдержкой на каждой ступени, или плавно, со скоростью снижения давления не более 0,1 МПа в час (стравливаемый воздух может быть перепущен в соседний участок газопровода). Для газопроводов, испытываемых на давлении менее 5 МПа, воздух из участка газопровода стравливают плавно с указанной выше скоростью снижения давления.
Типовая технологическая схема стравливания воздуха из участка газопровода после пневматических испытаний приведена на рисунке Б. 10 (приложение Б).
9.6.4 После стравливания воздуха выполняют осушку участка газопровода сухим воздухом до ТТР минус 20 °С (минус 30 °С - для участков газопроводов, проложенных в многолетнемерзлых грунтах).
Типовая технологическая схема осушки участка газопровода сухим воздухом приведена на рисунке Б.9 (приложение Б).
Осушенный газопровод заполняют сухим азотом с концентрацией не менее 98 % с ТТР минус 20 °С (минус 30 °С - для участков газопроводов, проложенных в многолетнемерзлых грунтах) до избыточного давления 0,02 МПа.
Типовая технологическая схема заполнения участков газопровода азотом приведена на рисунке Б. 11 (приложение Б).
10 Порядок испытаний на прочность, проверки на герметичность технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ
10.1 Технологические трубопроводы и оборудование внутри зданий и в пределах территорий КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ, трубопроводы узлов подключения к КС, располагаемые на территории КС, а также трубопроводы импульсного, топливного и пускового газа КС испытывают на прочность только гидравлическим способом на давление 1,25 от рабочего в один этап, после их укладки и засыпки или крепления на опорах (при технической возможности с подключенными агрегатами и аппаратами) в течение 24 часов, в соответствии с таблицей 2.
10.2 Не позднее чем за двое суток до начала гидравлических испытаний технологических трубопроводов и оборудования перечисленных в 10.1 объектов, подрядчик должен получить разрешение на проведение работ по форме А.5 (приложение А).
10.3 При отрицательных температурах атмосферного воздуха гидравлические испытания технологических трубопроводов и оборудования перечисленных в 10.1 объектов проводят с учетом 6.5 - 6.9.
10.4 Проверку на герметичность технологических трубопроводов и оборудования перечисленных в 10.1 объектов выполняют после испытания на прочность и снижения испытательного давления до рабочего. Продолжительность проверки на герметичность должна быть достаточной для осмотра технологических трубопроводов и оборудования, но составлять не менее 12 ч.
10.5 После проведения гидравлического испытания на прочность и проверки на герметичность технологических трубопроводов и оборудования объектов, перечисленных в 10.1 (до их осушки), выполняют удаление воды из полости технологических трубопроводов и оборудования сжатым воздухом с давлением от 1,2 до 1,5 МПа.
10.6 Для удаления воды сжатым воздухом из технологических трубопроводов и оборудования перечисленных в 10.1 объектов создают ресиверы. В качестве ресиверов используют часть технологических трубопроводов, шлейфы, пылеуловители.
10.7 На КС воду удаляют из нагнетательного и пускового контура, шлейфов КС, контура рециркуляции, пылеуловителей, АВО газа, УПТИГ, импульсных линий и крановых узлов продувкой воздухом через открытые сечения газопроводов, открытые люки-лазы всасывающего и нагнетательного газопроводов обвязки ГПА, через агрегатные свечи кранов № 5 и свечи кранов № 17 и 18 входного и выходного шлейфов, через свечи секций АВО газа, пылеуловителей, коллекторов топливного, пускового и импульсного газа.
10.8 Для удаления воды из всасывающего, нагнетательного и пускового контуров КС, контура рециркуляции, пылеуловителей, АВО газа, импульсных линий и крановых узлов при продувке используют в качестве ресивера входной шлейф.
10.9 Для удаления воды из шлейфов (после демонтажа заглушек со стороны узла подключения КС) при продувке в качестве ресивера используют газопроводы всасывающего и нагнетательного контуров КС.
10.10 Если шлейфы были испытаны отдельно от трубопроводной обвязки КС, для удаления из них воды пропускают разделительные и пенополиуретановые поршни. Пропуск пенополиуретановых поршней под давлением сжатого воздуха проводят в направлении узла подключения КС по входному шлейфу со стороны пылеуловителей, а по выходному шлейфу - со стороны АВО газа.
10.11 Для удаления остатков воды из трубопроводов и оборудования УПТИГ в качестве ресивера используют всасывающий и нагнетательный коллекторы КС.
Для обеспечения возможности продувки трубопроводов и оборудования УПТИГ и трубопроводов газа на собственные нужды проводят следующие операции:
- демонтируют клапаны-регуляторы УПТИГ;
- на места клапанов-регуляторов устанавливают временные вставки;
- демонтируют временные заглушки на трубопроводах топливного, импульсного и пускового газа;
- при необходимости демонтируют измерительные диафрагмы на расходомерах топливного газа к ГПА.
10.12 Технологические обвязки крановых узлов КС, дренажные линии кранов (DN 150÷1400) продувают сжатым воздухом через свечи.
10.13 Результаты испытания и удаления воды из технологических трубопроводов КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ отражают в акте по форме А.6 (приложение А).
11 Порядок проведения работ по осушке полости участков ЛЧ МГ, технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ
|
