Страница 2: СП 111-34-96. Очистка полости и испытание газопроводов (31383)
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.
В обе стороны от оси газопровода
В направлении вылета очистного устройства от конца продувочного патрубка
В обе стороны от оси газопровода
В направлении вылета очистного устройства от конца промывочного патрубка
В обе стороны от оси газопровода
В направлении отрыва заглушки от торца газопровода
В обе стороны от оси газопровода
В направлении отрыва заглушки от торца газопровода
В обе стороны от оси газопровода
В направлении отрыва заглушки от торца газопровода
В обе стороны от оси газопровода
В направлении отрыва заглушки от торца газопровода
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 в течение 2 ч, проверку на герметичность — при снижении давления до Р 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.
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
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.
Источник статьи: http://dnaop.com/html/31383_2.html
Калибровка газопровода с пропуском калибровочного поршня
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.
Длина незасыпанных участков газопровода при его продувке (промывке) в зависимости от диаметра
Источник статьи: http://www.sinref.ru/000_uchebniki/01500_gaz/090_STO_Gazprom_2-3_5-354-2009/003.htm