СП 111-34-96. 
Предварительноеиспытание крановых узлов запорной арматуры до их монтажа в нитку газопровода

СП 111-34-96. Предварительноеиспытание крановых узлов запорной арматуры до их монтажа в нитку газопровода
Очистка полости и испытание газопроводов

      Стройка - Главная Написать нам
 
 
ПК Инфоплюс-смета Сварка - документы Бизнес-планы Исследования Тендеры  
 
 

 

 

 

 

Случайно выбранные документы:
ПБ СПГС - Правила безопасности при строительстве подземных гидротехнических сооружений.

 

 

 

Сварка ->  Нефтегазодобывающее оборудование ->  СП 111-34-96 -> 

 

 

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 Рраб в течение 2 ч, проверку на герметичность - при снижении давления до Рраб 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 Рисп 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 Рраб, 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 опрессовочных 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 Рисп при гидравлическом испытании на прочность должно быть (рис. 9):

– в верхней точке участка - 1,1 Рраб;

– 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 Рисп опрессовочными агрегатами:

а - в нижней точке газопровода Рисп  Рт;

б - в верхней точке газопровода Рисп =1,1 Рраб;

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 Рисп 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).

 

 

 

 

 

 

 

 

           
Разместить сайт в каталоге
Разместить статью в каталоге