СП 111-34-96. 
Таблица 2.

СП 111-34-96. Таблица 2.
Очистка полости и испытание газопроводов

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

 

 

 

 

Случайно выбранные документы:
РД 26-17-77-87 - Сварка электродуговая ручная и автоматическая под флюсом сосудов и аппаратов из углеродистых и низколегированных повышенной прочности сталей

 

 

 

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

 

 

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;

– 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 Рисп Рт; в верхней точке газопровода Рисп =1,1 Рраб);

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 ГГК "Газпром" от 12.10.90 № А-19235/РВ-705, согласованному письмом Госстроя СССР от 24.09.90 № АЧ-1933-7.

 

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 Рисп = 1,5 Рраб, 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 Рраб 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 Рраб 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 Рраб (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 Рраб 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 Рраб (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 трубовпроводов, прокладываемые в стесненных условиях, следует испытывать гидравлическим способом в два этапа:

– первый этап - после укладки на проектную отметку давлением 1,5 Рраб (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 Рраб в течение 6 ч;

– 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 Рраб 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 Рраб 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 влаги.

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

 

А К Т №

очистки полости магистрального газопровода

 

 "______" _____________ 199 г.

Населенный пункт____________________________________________________________

 

Наименование газопровода_____________________________________________________

 

Мы, нижеподписавшиеся, председатель и члены комиссии по очистке полости

и испытанию газопровода, назначенной приказом_______________________________________

__________________________________________________________________________________

(наименование организации)

от______________№__________в составе_______________________________________________

__________________________________________________________________________________

(должность, фамилия, имя, отчество)

__________________________________________________________________________________

__________________________________________________________________________________

__________________________________________________________________________________

 

составили настоящий акт о том, что строительно-монтажной организацией

 

 

при участии________________________________________________________________________

 

выполнена ________________________________________________________________________

(способ очистки полости - продувка, промывка с пропуском очистного поршня)

__________________________________________________________________________________

 

очистка полости участка от ПК _______ км __________ до ПК ________ км _____.

 

Очистка полости выполнена в соответствии с действующим СП.

 

Во время очистки полости отказов не было.

 

Участок газопровода, указанный в настоящем акте, следует считать прошедшим очистку полости.

 

Председатель комиссии ______________________________________________________

(подпись)

Члены комиссии_____________________________________________________________

 _______________________________________

 _______________________________________

 

 

 

 

 

 

Форма № 2

А К Т №

испытания магистрального газопровода на прочность

и проверки на герметичность

 

 "_____" ___________ 199 г.

 

 Населенный пункт ___________________________________________________________

 

 Наименование газопровода____________________________________________________

 

 Мы, нижеподписавшиеся, председатель и члены комиссии по очистке

полости и испытанию газопровода, назначенной приказом________________________________

(наименование организации)

от___________________№_____________в составе______________________________________

__________________________________________________________________________________

(должность, фамилия, имя, отчество)

составили настоящий акт о том, что в период с__________________________________________

по _______________________________199 г. строительно-монтажной организацией

__________________________________________________________________________________

при участии________________________________________________________________________

выполнено_________________________________________________________________________

(способ испытания - гидравлический, пневматический газом

__________________________________________________________________________________

или воздухом, комбинированный)

 

испытание на прочность и проверка на герметичность участка от

 

ПК________км ________до ПК ________________ км _______________.

 

Рабочее давление на участке газопровода составляет по проекту

__________ МПа (кГс/см2), а давление в нижней точке испытываемого участка

 

на ПК ________________ км ___________ составляет по проекту _____________

МПа (кГс/см2).

 

Испытание на прочность и проверка на герметичность проведены в соответствии с действующим СП:

на прочность давлением в нижней точке _______МПа (кГс/см2), а в

верхней точке (ПК_______км_______ ) _________ МПа (кГс/см2);

 

на герметичность давлением __________________ МПа (кГс/cм2) в точке

(ПК ______ км _______).

 

Для замера давлений при испытании на прочность и проверке на герметичность использованы технические манометры класса точности __________

с диаметром шкалы __________ мм, установленные на ПК __________________ км

_________________________________________________________________________.

(№ 1, 2 и т.п.)

 

Во время испытания газопровода на прочность отказов (разрывы, утечки и т.д.) _________________________________________________________________________.

(не произошло, произошло)

Участок газопровода, указанный в настоящем акте ________________________

(после устранения отказов)

считать выдержавшим испытание на прочность и герметичность.

 

Председатель комиссии_______________________________________________________

(подпись)

Члены комиссии _____________________________________________________

 ________________________________________________

 ________________________________________________

 


Форма №3

АКТ №

удаления воды после гидравлического испытания

магистрального газопровода

 

"_____" ____________ 199 г.

 

Населенный пункт_____________________________________________________

 

Наименование газопровода____________________________________________

 

Мы, нижеподписавшиеся, председатель и члены комиссии по очистке полости и испытанию газопровода, назначенной приказом_______________________________

_________________________________________________________________________

(наименование организации)

от ___________________ № _________________ в составе _______________________

_________________________________________________________________________

(должность, фамилия, имя, отчество)

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

 

составили настоящий акт о том, что в период с ________________________________

по ____________________ 199 г. строительно-монтажной организацией

_________________________________________________________________________

при участии_______________________________________________________________

выполнено удаление воды после гидравлического испытания

_________________________________________________________________________

(число этапов процесса; количество и тип поршней-разделителей,

_________________________________________________________________________

при помощи которых шел процесс удаления воды)

на участке от ПК_________км_________ до ПК _________ км _____________________.

 

 Удаление воды из газопровода после гидравлического испытания произведено в соответствии с действующим СП.

 

 Результаты удаления воды считаются удовлетворительными.

 

 Участок газопровода, указанный в настоящем акте, следует считать полностью

освобожденным от воды.

Председатель комиссии_______________________________________________

(подпись)

Члены комиссии______________________________________________________

 ___________________________________________

 ___________________________________________

 ___________________________________________

 


Форма № 4

 

АКТ №

предварительной очистки газопровода методом

протягивания очистного устройства

 

 "______" __________ 199 г.

 

Населенный пункт_____________________________________________________

 

Наименование газопровода____________________________________________

Мы, нижеподписавшиеся, представитель строительно-монтажной организации

_________________________________________________________________________

и представитель заказчика _________________________________________________

составили настоящий акт о том, что строительно-монтажной организацией

_________________________________________________________________________

 

выполнена предварительная очистка полости газопровода методом протягивания

_________________________________________________________________________

(тип очистного устройства)

 

в процессе сборки и сварки__________________________________________________

(секций или труб)

 

в нитку газопровода от __________ ПК ________ км до __________ ПК ________км.

 

Предварительная очистка полости проведена в соответствии с действующим СП.

 

Результаты проведения очистки полости протягиванием считаются удовлетворительными.

 

Участок, указанный в настоящем акте, следует считать прошедшим предварительную очистку полости.

 

Представитель строительно-монтажной организации_______________________

(подпись)

Представитель Заказчика_____________________________________________

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


Форма № 5

 

АКТ №

предварительного испытания кранового узла

запорной арматуры на ПК/км газопровода

______________________________________________________

(название объекта)

 

 Мы, нижеподписавшиеся, представитель строительно-монтажной организации

_________________________________________________________________________

и представитель заказчика__________________________________________________

составили настоящий акт о том, что проведено предварительное испытание

кранового узла запорной арматуры на ПК/км ____________________ газопровода

_________________________________________________________________________

(название объекта)

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

 

смонтированного согласно проекту и требованиям СНиП III-42-80.

_________________________________________________________________________

Испытание производилось давлением, равным _________ Рраб с выдержкой в течение ____________часов.

 

При этом зафиксировано:_____________________________________________

_________________________________________________________________________

 

При испытании падения давления не обнаружено.

 

По окончании испытания на прочность давление снижено до _______ МПа и произведен осмотр узла. При осмотре дефектов и утечек не обнаружено

_________________________________________________________________________.

 

На основании вышеизложенного следует считать крановый узел запорной

арматуры________________________________________________________________

(выдержавшим, не выдержавшим)

_________________________________________________________________________

 

предварительное гидравлическое испытание.

 

Представитель строительно-монтажной организации ______________________

(подпись)

Представитель заказчика ______________________________________________


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 определяется 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.

На 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 Харасавэйского месторождения до КС Бованенковская (110 км) основными можно считать и вариант № 1, и вариант № 2 ( см. табл. 3).

 

 

 

 

 

 

 

 

           
Разместить сайт в каталоге
Разместить статью в каталоге