сто газпром консервация трубопроводов

Порядок проведения испытаний магистральных газопроводов
в различных природно-климатических условиях

Утв. Распоряжением ОАО «Газпром» от 11.06.2009 №157

Дата введения 26.02.2010

Ключевые слова: магистральный газопровод, испытания, порядок применения, природно-климатические условия.

6. Способы, методы, типы, этапы и параметры испытаний участков ЛЧ МГ, технологических трубопроводов КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ на прочность и проверка их на герметичность

7. Очистка внутренней поверхности труб, полости газопровода и его калибровка, пропуск разделительных и пенополиуретановых поршней по газопроводу, внутритрубная дефектоскопия

10. Порядок испытаний на прочность, проверки на герметичность технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ

11. Порядок проведения работ по осушке полости участков ЛЧ МГ, технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ

12. Порядок испытаний, удаления воды и осушки участков ЛЧ МГ, технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ при капитальном ремонте и реконструкции

13. Требования безопасности при очистке полости, испытании, удалении воды, стравливании воздуха, осушке и заполнении азотом участков ЛЧ МГ, технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ

14. Мероприятия по охране окружающей среды при проведении работ по очистке полости, испытаниям, удалению воды из участков газопроводов, технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ

Приложение А. Формы представления результатов очистки полости газопроводов, испытаний, удаления воды, осушки и заполнения азотом участков ЛЧ МГ, технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ

А.1 Форма разрешения на очистку полости и испытание

А.2 Форма акта на очистку полости и калибровку магистрального газопровода

А.3 Форма акта предварительного испытания кранового узла

А.4 Форма акта предварительного (поэтапного) испытания магистральных газопроводов и их участков категорий В и С

А.5 Форма разрешения на испытание КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ

А.6 Форма акта гидравлического (пневматического) испытания на прочность, проверки на герметичность и удаления воды после испытания ЛЧ МГ, технологических трубопроводов и оборудования КС, ДКС, СОГ, СПХГ, ГРС, ГИС и др. объектов МГ

А.7 Форма разрешения на проведение осушки полости ЛЧ МГ, технологических трубопроводов КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ

А.8 Форма акта осушки полости ЛЧ МГ (технологических трубопроводов и оборудования КС, ДКС, СОГ, СПХГ, ГРС, ГИС)

А.9 Форма акта заполнения азотом полости магистрального газопровода (технологических трубопроводов и оборудования КС, ДКС, СОГ, СПХГ, ГРС, ГИС)

Приложение Б. Типовые технологические схемы очистки полости, калибровки, ВТД, испытаний, удаления воды, осушки и заполнения азотом участков газопроводов, предварительного испытания крановых узлов

Приложение В. Методика определения технологических параметров в процессе осушки трубопроводов после испытаний

В.1. Область применения методики

В.2. Удаление воды и осушка полости линейной части МГ, технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ

В.3. Оценка количества остаточной воды в полости линейной части МГ перед осушкой и определение необходимого числа пенополиуретановых поршней

В.5. Определение количества влаги, выносимой из трубопровода в процессе осушки

В.6. Оценка количества воды, оставшейся в трубопроводе после достижения ТТР минус 20°С, и времени доосушки

В.7. Критерии качества удаления воды и осушки трубопроводов МГ, технологических трубопроводов и оборудования КС

Приложение Г. Пример расчета технологических параметров осушки газопровода

Предисловие

2. Внесен Управлением по транспортировке газа и газового конденсата ОАО «Газпром».

3. Утвержден и введен в действие Распоряжением ОАО «Газпром» от 11.06.2009 №157 с 26 февраля 2010г.

Введение

Настоящий стандарт разработан на основании Программы научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ ОАО «Газпром» на 2004г., утвержденной Председателем Правления ОАО «Газпром» А.Б.Миллером 13 сентября 2004г. №01-69, договора №2931-04-16 от 24 октября 2005 года, этап «Разработка новых технологий, методов, средств и нормативной базы для ремонта линейной части магистральных газопроводов».

При разработке стандарта использованы отдельные положения следующих нормативных документов в области очистки полости, испытаний и осушки магистральных газопроводов СНиП III-42-80 [1], ВСН 011-88 [2], СП 111-34-96 [3].

В связи с тем, что ряд положений указанных стандартов устарел, при возникновении противоречий следует руководствоваться настоящим СТО Газпром.

Стандарт разработан ООО «Газпром ВНИИГАЗ» при участии ОАО «Газпром», ДОАО «Оргэнергогаз», ООО «Газпром трансгаз Ухта», ООО «Газпром трансгаз Сургут» и ООО «Газпром трансгаз Югорск».

Разработка выполнена авторским коллективом в следующем составе:

1. Область применения

1.1 Настоящий стандарт устанавливает способы, структуру и порядок проведения испытаний, а также очистки полости и осушки участков линейной части магистральных газопроводов, технологических трубопроводов и оборудования в пределах компрессорных станций, пунктов редуцирования газа, газораспределительных станций, газоизмерительных станций, станций охлаждения газа, станций подземного хранения газа в различных природно-климатических условиях при строительстве, реконструкции и капитальном ремонте.

Природно-климатические условия проведения испытаний магистральных газопроводов характеризуются температурами атмосферного воздуха и грунтов в период испытаний.

1.2 Настоящий стандарт распространяется на линейную часть магистральных газопроводов условным диаметром до 1400мм включительно, технологические трубопроводы и оборудование в пределах компрессорных станций, пунктов редуцирования газа, газораспределительных станций, газоизмерительных станций, станций охлаждения газа, станций подземного хранения газа с избыточным давлением среды от 1,18МПа (12кгс/см 2 ) до 24,52МПа (250кгс/см 2 ), а также трубопроводы импульсного, топливного и пускового газа компрессорных станций.

1.3 Настоящий стандарт не распространяется на газопроводы, прокладываемые на территории городов и других населенных пунктов, в морских акваториях и промыслах, трубопроводы, предназначенные для транспортирования газа, оказывающего коррозионное воздействие на металл труб или охлажденного до температуры ниже минус 40°С, на гидравлические испытания газопроводов методом стресс-теста, исследовательские гидравлические и пневматические испытания труб в плетях.

1.4 Требования настоящего стандарта обязательны для применения структурными подразделениями, дочерними обществами и организациями ОАО «Газпром» и иными организациями независимо от их ведомственной принадлежности и форм собственности, выполняющими проектирование, строительство, эксплуатацию, реконструкцию, капитальный ремонт и работы по очистке полости, испытаниям и осушке участков линейной части магистральных газопроводов и технологических трубопроводов и оборудования компрессорных станций, пунктов редуцирования газа, газораспределительных станций, газоизмерительных станций, станций охлаждения газа, станций подземного хранения газа.

2. Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

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

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

ГОСТ 2222-95 Метанол технический. Технические условия;

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

ГОСТ 4784-97 Алюминий и сплавы алюминиевые деформируемые. Марки;

ГОСТ 7512-82 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод;

ГОСТ 9293-74 Азот газообразный и жидкий. Технические условия;

ГОСТ 14782-86 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые (см. ГОСТ Р 55724-2013);

ГОСТ 28084-89 Жидкости охлаждающие низкозамерзающие. Общие технические условия;

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

СТО Газпром 2-2.1-249-2008 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Магистральные газопроводы;

СТО Газпром 2-2.3-143-2007 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Инструкция о порядке получения от поставщиков, перевозки, хранения, отпуска и применения метанола на объектах добычи, транспорта и ПХГ ОАО «Газпром»;

СТО Газпром 14-2005 Типовая инструкция по безопасному проведению огневых работ на газовых объектах ОАО «Газпром».

Примечание. При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить дейс­твие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (изме­ненным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3. Термины и определения

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 берма траншеи: Полоса земли, прилегающая к бровке траншеи.

3.2 бровка траншеи: Линия пересечения стенки траншеи с поверхностью земли.

3.3 внутреннее гладкостное покрытие: Покрытие, наносимое на внутреннюю поверхность труб с целью снижения ее гидравлического сопротивления при транспортировке газа.

3.4 внутритрубная дефектоскопия; ВТД: Определение технического состояния газопровода на основе информации о дефектах, выявленных в результате пропуска по нему внутритрубных снарядов-дефектоскопов.

3.5 газопровод: Трубопровод, предназначенный для транспортировки природного газа.

3.6 генеральный подрядчик: Организация, которая выполняет работы по договору подряда, заключенному с заказчиком на выполнение строительно-монтажных работ на газопроводах.

3.7 грунт многолетнемерзлый; ММГ: Грунт, находящийся в мерзлом состоянии постоянно в течение трех и более лет.

3.8 грунт сезонно-мерзлый: Грунт, находящийся в мерзлом состоянии периодически в течение холодного сезона.

3.9 грунт талый: Грунт, имеющий температуру выше 0°С (находящийся в незамерзшем состоянии).

3.10 давление испытательное: Максимальная величина давления, назначаемая при испытании газопроводов на прочность.

3.11 заказчик: Юридическое лицо, уполномоченное инвестором, которое осуществляет подготовку проекта и рабочей документации, а также реализацию инвестиционных проектов. При этом он не вмешивается в предпринимательскую и/или иную деятельность инвесторов и подрядчиков, если иное не предусмотрено договором между ними. ОАО «Газпром» может осуществлять функции заказчика через свои структурные подразделения в соответствии с возложенными на них функциональными обязанностями.

3.12 испытание методом стресс-теста: Способ гидравлического испытания, заключающийся в нагружении участка газопровода до давления, соответствующего фактическому пределу текучести, выполняемый в соответствии со специальными инструкциями.

3.13 испытание на прочность: Испытание газопроводов (труб, арматуры, фитингов, узлов и оборудования) статическим внутренним давлением, превышающим рабочее давление, устанавливаемое проектом, с целью подтверждения возможности эксплуатации объекта при рабочем давлении.

3.14 калибровка газопровода: Пропуск по газопроводу внутритрубного устройства (ВТУ) с деформируемым калибровочным диском с целью выяснения возможности последующего прохождения внутритрубного снаряда-дефектоскопа.

3.16 компрессорная станция; КС: Комплекс сооружений магистрального газопровода, предназначенный для очистки, компримирования и охлаждения транспортируемого газа.

3.17 магистральный газопровод; МГ: Технологически неделимый, централизованно управляемый имущественный производственный комплекс, состоящий из взаимосвязанных объектов и сооружений, являющихся его неотъемлемой технологической частью, предназначенных для транспортировки подготовленной в соответствии с требованиями национальных стандартов продукции (природного газа) от объектов добычи и/или пунктов приема до пунктов сдачи потребителям и передачи в распределительные газопроводы или иной вид транспорта и/или хранения.

Примечание. В состав объектов магистрального газопровода, подлежащих испытаниям, очистке полости и осушке входят газопроводы ЛЧ МГ (участки с лупингами, переходы через водные преграды, железные и автомобильные дороги, запорная арматура, узлы пуска и приема ВТУ и пр.), технологические трубопроводы и оборудование КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ.

3.18 одорант: Смесь природных меркаптанов (сернистых соединений углеводородов), обладающих специфическим неприятным запахом, используемая в качестве добавок к различным газам для придания им запаха, по которому возможно обнаружить утечки этих газов.

3.19 осушка полости газопровода: Технологический процесс, направленный на снижение влагосодержания в полости газопровода.

3.20 охранная зона, устанавливаемая на период проведения испытаний: Территория с особым режимом, устанавливаемым на период проведения испытаний и очистки газопровода.

3.21 очистка полости газопровода: Удаление загрязнений (грунта, воды, льда, грата) с внутренней поверхности газопровода.

3.22 подрядчик: Организация, выполняющая работы по договору подряда, заключенному с заказчиком в соответствии с Гражданским кодексом Российской Федерации.

3.23 проверка на герметичность: Выдержка газопровода под рабочим давлением в течение нормированного промежутка времени с проверкой осмотром, обходом и приборным контролем отсутствия утечек из него воздуха (воды).

3.24 продувка газопровода: Очистка полости газопровода под давлением сжатого воздуха с пропуском или без пропуска очистных, разделительных и пенополиуретановых поршней.

3.25 промывка газопровода: Очистка полости газопровода путем удаления загрязнений в потоке воды с пропуском или без пропуска очистных и разделительных поршней.

3.26 реконструкция МГ: Замена или расширение действующих объектов МГ с заменой и модернизацией морально и физически устаревшего оборудования и труб на современное, высокоэффективное, надежное и безопасное с целью изменения основных проектных показателей (давление и производительность) для обеспечения перспективных газопотоков, повышения надежности и эффективности транспорта газа, промышленной и экологической безопасности, возможности пропуска внутритрубных устройств (замена неравнопроходной запорной арматуры на равнопроходную, установка камер запуска-приема внутритрубных устройств) и т.д.

3.27 специальные рабочие инструкции: Инструкции по испытаниям, осушке и заполнению азотом участков ЛЧ МГ, технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ

3.29 температура точки росы; ТТР: Температура при конкретном давлении, при которой начинается конденсация паров воды.

[ГОСТ 31370-2008, п.3.20]

ГОСТ 31370-2008 (ИСО 10715:1997) Газ природный. Руководство по отбору пробэ

3.30 технический надзор: Совокупность организационных и технических мероприятий, осуществляемых заказчиком или застройщиком, по контролю за качеством выполняемых работ и соответствием их проектной документации, требованиям технических регламентов и нормативных документов.

1. Технический надзор является частью строительного контроля, проводимого заказчиком или застройщиком в рамках осуществления градостроительной деятельности.

2. Заказчик или застройщик в целях осуществления контроля и надзора за строительством и принятия от его имени решений во взаимоотношениях со строительной организацией вправе привлекать инженерную организацию (инженера) для оказания услуг такого рода в соответствии с законодательством Российской Федерации.

3.31 технологические трубопроводы и оборудование КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ: Трубопроводы, предназначенные для выполнения основных технологических процессов (очистка, компримирование, охлаждение, измерение, редуцирование и т.д.) в пределах промплощадок указанных объектов.

3.32 удаление воды: Освобождение полости газопровода от воды после его испытания, в том числе путем пропуска поршней под давлением сжатого воздуха.

3.33 участок ЛЧ МГ: Участок газопровода (от пикета до пикета, от крана до крана, от КС до КС).

3.34 филиал эксплуатирующей организации: Подразделение юридического лица, осуществляющее эксплуатацию объектов ЭО.

3.35 эксплуатирующая организация; ЭО: Юридическое лицо, осуществляющее эксплуатацию объектов ОАО «Газпром».

4. Сокращения и обозначения

В настоящем стандарте применены следующие сокращения и обозначения:

5. Общие положения

5.1 Для проведения работ по очистке полости, испытаниям, осушке и заполнению азотом участков ЛЧ МГ, технологических трубопроводов, оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ назначают комиссии на основании совместного приказа генерального подрядчика и заказчика. Председателя комиссии назначают, как правило, из числа руководителей генподрядной организации. В состав комиссий включают представителей заказчика, генерального подрядчика, эксплуатирующей организации (или ее вышестоящей организации), организации ОАО «Газпром», осуществляющей контроль и надзор.

5.2 При поточном проведении комплекса работ по очистке полости участков ЛЧ МГ, испытаниям, осушке и заполнению их азотом и неразрывной технологической взаимосвязи всех видов работ назначают единую комиссию. В случаях, когда по условиям и требованиям организации и технологии производства работ отдельные процессы, составляющие указанный комплекс работ, выполняют раздельно по времени и объектам, могут быть назначены соответствующие комиссии по видам работ.

5.3 Работы по очистке полости, испытаниям, осушке и заполнению азотом участков ЛЧ МГ, технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ проводят по специальным рабочим инструкциям, разработанным подрядной организацией, согласованным с заказчиком, эксплуатирующей и проектной организациями, организацией ОАО «Газпром», осуществляющей контроль и надзор, и утвержденным председателем комиссии.

5.4 Председатель комиссии:

— организует проверку исполнительной документации и (на месте) готовности участков ЛЧ МГ (технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ) к очистке полости, испытаниям, осушке и заполнению азотом;

— организует изучение специальных рабочих инструкций всеми членами комиссии, инженерно-техническими работниками, рабочими, участвующими в работах;

— назначает по согласованию с эксплуатирующей организацией или заказчиком (и, при необходимости, по согласованию с местными организациями) время начала проведения работ;

— руководит всеми работами по очистке полости, испытаниям, осушке и заполнению участков ЛЧ МГ (технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ), назначив своим распоряжением ответственных руководителей на отдельных участках объектов;

— обеспечивает безопасность всех участников работ и населения, а также сохранность машин, оборудования и сооружений в зонах проведения работ;

— обеспечивает наличие и ведение технической документации;

— принимает немедленные меры по выяснению причин и устранению аварийной ситуации.

5.5 В процессе выполнения работ по очистке полости, испытаниям, осушке и заполнению азотом участков ЛЧ МГ (технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ) с момента издания приказа о создании комиссии выделенная техника и оборудование находятся в оперативном распоряжении председателя комиссии.

5.6 Инженерно-технические работники и рабочие строительно-монтажных, подрядных и эксплуатационных организаций (независимо от их ведомственной принадлежности), занятые на работах по очистке полости, испытанию, осушке и заполнению азотом участков ЛЧ МГ (технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ), на период выполнения этих работ подчиняются председателю комиссии.

5.7 Все распоряжения, касающиеся работ по очистке полости, испытанию, осушке и заполнению азотом участков ЛЧ МГ (технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ), отдает председатель комиссии. В особых случаях распоряжения может отдавать член комиссии, имеющий на это письменные полномочия председателя комиссии. Представители вышестоящих и контролирующих организаций могут отдавать распоряжения, касающиеся указанных работ, через председателя комиссии.

5.8 Специальные рабочие инструкции по очистке полости и испытаниям участков ЛЧ МГ (технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ) должны содержать:

— схему очистки полости и испытания ЛЧ МГ, технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ;

— способы, параметры, объем и порядок выполнения работ;

— методы и средства выявления и устранения отказов;

— схему организации связи на период производства работ;

— порядок сдачи-приемки результатов работ;

— технические средства и средства измерений;

— указания о размерах охранной зоны;

— требования по пожарной, промышленной безопасности и охране труда;

— требования по охране окружающей природной среды;

— перечень нормативных документов.

5.9 Специальные рабочие инструкции по осушке участков ЛЧ МГ (технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ) должны содержать следующие разделы:

— состав осушаемых участков газопроводов (технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ);

— технологию выполнения работ;

— способы, параметры, объем и порядок выполнения подготовительных работ, удаления остатков воды, осушки участков газопроводов (технологического оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ) и контроля параметров осушки;

— порядок сдачи-приемки результатов работ;

— технические средства и средства измерений, применяемые для осушки объектов и контроля параметров осушки;

— требования по пожарной, промышленной безопасности и охране труда;

— требования к охране окружающей природной среды;

— перечень нормативных документов.

5.10 Специальные рабочие инструкции по заполнению азотом участков газопроводов (технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ) должны содержать следующие разделы:

— общий порядок выполнения работ;

— состав газопроводов (технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ), заполняемых азотом;

— технологию выполнения работ;

— способы, параметры, объем и порядок выполнения работ;

— порядок сдачи-приемки результатов работ;

— применяемые технические средства и средства измерений;

— требования по пожарной, промышленной безопасности и охране труда;

— требования по охране окружающей природной среды;

— перечень нормативных документов.

5.11 Для проведения очистки полости, испытания и удаления воды (стравливания воздуха), осушки и заполнения участков газопровода азотом на строительстве магистральных газопроводов организовывают один или несколько специализированных потоков.

5.12 Продолжительность, границы, направление движения потоков и очередность выполнения работ увязывают с параметрами соответствующих потоков крупных механизированных комплексов в пределах установленной общей продолжительности строительства.

5.13 Организация работ по очистке полости, испытанию, осушке и заполнению участков газопровода азотом предусматривает мероприятия, охватывающие все этапы производства:

— механизацию и транспорт;

— оперативное планирование, руководство, диспетчеризацию и связь;

— организацию контроля качества.

5.14 Очистку полости и испытание участков газопроводов выполняют в условиях, когда основная техника комплексных механизированных потоков выведена из района строительства.

5.15 Проектирование организации очистки полости, испытания, осушки и заполнения участков газопровода азотом выполняют на этапе разработки ПОС. Проектирование производства этих работ выполняют на этапе разработки ППР.

5.16 Проектная организация разрабатывает и включает в состав ПОС следующие документы:

— организационно-технологическую схему очистки полости, испытания, удаления воды (стравливания воздуха), осушки и заполнения участков газопровода азотом с указанием в этой схеме:

а) способов проведения работ применительно к конкретным участкам газопровода;

б) участков, объемов и сроков выполнения работ выбранными способами;

в) источников воды, используемой для испытаний;

г) мест установки групп наполнительно-опрессовочных станций и групп передвижных компрессоров с указанием технологических характеристик каждой группы;

д) мест слива воды после гидравлического испытания (места забора и слива воды должны быть согласованы с заинтересованными организациями);

— директивный график строительства объекта, разрабатываемый на основе вышеуказанной схемы;

— график потребности в основных механизмах и оборудовании, необходимых для выполнения работ по объекту в целом;

— пояснительную записку, содержащую:

а) обоснование способов производства работ по отдельным участкам объекта, в том числе способов производства работ в зимних условиях;

б) основные параметры производства работ по очистке полости, испытанию, удалению воды (стравливанию воздуха), осушке и заполнению азотом участков газопровода, в том числе:

в) протяженность участков газопровода и величины давления при пропуске очистных и разделительных устройств;

г) границы испытываемых участков газопровода и величины давлений в верхней и нижней точках участков газопроводов (для гидравлических испытаний), а также в точках установки манометров;

д) протяженность участков газопроводов, из которых удаляют воду, и давление воздуха для пропуска применяемых разделительных устройств по каждому участку;

е) схему выполнения и технологические параметры осушки участков газопроводов;

ж) обоснование потребности в основных строительных механизмах и оборудовании, в том числе указания о возможности использования узлов газопровода, предусмотренных проектом, а также указания по специально смонтированным временным узлам при выполнении работ по очистке полости, испытаниям участков газопровода и удалению из них воды;

з) обоснование резерва техники для ликвидации аварийных ситуаций;

и) мероприятия по охране окружающей среды.

5.17 В составе ППР генеральный подрядчик на основе проекта организации строительства и рабочих чертежей применительно к конкретному участку строящегося газопровода должен разработать:

— рабочую схему с детальной разработкой:

а) технологических схем очистки полости, испытания, удаления воды (стравливания воздуха), осушки и заполнения участков газопровода азотом;

б) графика производства работ, совмещенного с графиком работ крупных механизированных комплексов;

— схемы организации связи и ремонтно-восстановительной службы с разработкой:

а) графика поступления на объект машин, оборудования, механизмов и приборов с приложением комплектовочных ведомостей для выполнения работ;

— рабочие чертежи с указанием:

а) обвязки наполнительно-опрессовочных станций или групп компрессоров;

б) узлов подключения насосных или компрессорных установок к участкам газопровода;

в) узлов слива воды и загрязнений;

г) резервуаров-отстойников воды;

д) узлов воздухоспускных кранов;

е) установок осушки газопроводов;

ж) азотных установок;

з) вакуумно-азотных комплексов;

— пояснительную записку, включающую:

а) обоснование технологических и организационных решений по производству работ;

б) расчеты объемов воды, воздуха, необходимого для выполнения испытаний участков газопроводов;

в) расчеты по составу машин, оборудования, приборов для производства работ с указанием сроков поставки на трассу;

г) обоснование резерва основных машин, оборудования и материалов для ликвидации возможных аварийных ситуаций;

д) мероприятия, обеспечивающие производство работ по очистке полости, испытаниям и осушке участков газопровода в зимних условиях;

е) мероприятия по организации управления, диспетчеризации и связи в процессе производства работ, в том числе для случаев, когда работы выполняют совместно строительные и эксплуатационные организации;

ж) мероприятия по охране труда и технике безопасности;

з) мероприятия по охране окружающей среды;

и) мероприятия по организации службы быта.

5.18 В период проведения работ по очистке полости участков газопровода, испытаниям, осушке и заполнению их азотом по решению комиссии должны быть организованы аварийные бригады для ликвидации возможных отказов и других аварийных ситуаций.

Состав, техническая оснащенность и границы работы аварийных бригад определяются специальной рабочей инструкцией.

Для руководства работами аварийной бригады назначают мастера (или прораба), действующего в соответствии с требованиями вышеуказанных специальных рабочих инструкций. В случаях возникновения аварийных ситуаций, не предусмотренных специальными рабочими инструкциями, работы выполняют исключительно по указанию председателя рабочей комиссии.

5.19 Заключительные этапы испытаний участков ЛЧ МГ, испытания технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ на прочность и проверку на герметичность проводят после полной засыпки, обвалования или крепления на опорах, очистки полости, установки арматуры и приборов, катодных выводов и представления исполнительной документации на испытываемые объекты.

5.20 С целью предотвращения образования взрывоопасной газовоздушной смеси при заполнении газопровода газом, а также для консервации газопровода следует до подачи газа заполнять его инертным газом (азотом) с концентрацией не менее 98%, ТТР минус 20°С (минус 30° для участков с многолетнемерзлыми грунтами) до избыточного давления 0,02МПа. Допускается в отдельных случаях, при обеспечении мер безопасности, по разрешению ОАО «Газпром» заполнять газопровод газом без предварительного заполнения азотом.

В течение 24 месяцев с момента консервации газопровода инертным газом (азотом) допускается не проводить его повторное испытание на прочность и проверку на герметичность.

До утверждения Свода правил, указанного в пункте 5.22.1, при проведении работ по очистке полости, испытаниям, осушке и заполнению азотом участков ЛЧ МГ, технологических трубопроводов, оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ МГ следует учитывать классификацию участков магистральных газопроводов, приведенных в СТО Газпром 2-2.1-249 или СНиП 2.05.06-85* [4].

5.22.1 До утверждения соответствующего нормативного документа по проектированию магистральных газопроводов в статусе национального стандарта (Свода правил) проектирование магистральных газопроводов давлением свыше 1,18МПа (12кГс/см 2 ) до 9,8МПа (100кГс/см 2 ) следует осуществлять в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85* [4] ([СТО Газпром 2-2.1-249, пункт 1.1]

5.23 Примерное соответствие между категориями участков МГ по СНиП 2.05.06-85* [4], область применения которого ограничена давлениями от 1,18МПа до 9,8МПа, и СТО Газпром 2-2.1-249 приведено в таблице 1.

Примерное соответствие между категориями участков МГ
по СНиП 2.05.06-85* и СТО Газпром 2-2.1-249

6. Способы, методы, типы, этапы и параметры испытаний участков ЛЧ МГ, технологических трубопроводов КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ на прочность и проверка их на герметичность

6.1 Испытания участков ЛЧ МГ на прочность и проверку их на герметичность следует проводить гидравлическим (водой или жидкостями с пониженной температурой замерзания, за исключением солевых растворов) или пневматическим (воздухом) способами. Гликоли, применяемые для приготовления испытательной среды, должны соответствовать требованиям ГОСТ 28084. Метанол, применяемый для приготовления испытательной среды, должен соответствовать требованиям ГОСТ 2222.

6.2 Участки ЛЧ МГ, в зависимости от их категорий и характеристик (переходы через водные преграды, железные и автомобильные дороги с прилегающими и примыкающими к ним участками, пересечения с воздушными линиями электропередач с напряжением 500кВ и более, трубопроводы узлов подключения к КС, располагаемые вне КС, и др.), трубопроводы внутри зданий и в пределах территорий КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ, трубопроводы узлов подключения к КС, располагаемые на территории КС, трубопроводы топливного и пускового газа подлежат испытаниям на прочность в один, два или три этапа в соответствии с таблицей 2.

Гидравлические испытания в соответствии с таблицей 2 обязательно применяют только для испытаний:

— трубопроводов внутри зданий и в пределах территорий КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ, расположенных на территории этих объектов трубопроводов узлов подключения, камер пуска-приема ВТУ, расположенных непосредственно возле границ КС, а также трубопроводов топливного и пускового газа;

— первого этапа испытаний участков ЛЧ МГ, которые должны испытываться в три этапа;

— газопроводов с рабочим давлением свыше 11,8МПа (120кгс/см 2 ) на втором этапе испытаний в три этапа и на первом этапе испытаний в два этапа;

— надземных переходов на первом этапе при испытании в два этапа (после крепления на опорах).

Для МГ с рабочим давлением до 11,8МПа (120кгс/см 2 ) второй этап испытания при испытании участков газопроводов в три этапа и первый этап испытания при испытании участков газопроводов в два этапа проводят как гидравлическим, так и пневматическим способом. При этом оба способа считаются равноценными при условии выполнения требований таблицы 2.

Требования к испытаниям на прочность участков газопроводов

В, С. Участки газопроводов на переходах через железные дороги общей сети, автомобильные дороги I, II и III категории, включая прилегающие участки по обе стороны от подошвы насыпи земляного полотна или от края водоотводного сооружения дороги, и примыкающие к переходам участки в соответствии с СТО Газпром 2-2.1-249 пункт 36 табл. 2 или п.3е табл. 3 СНиП 2-05-06-85*[4] в зависимости от рабочего давления согласно 5.222-й этап:
— для подводных переходов:
а) после укладки, но до засыпки (при гидравлических испытаниях);
б) после укладки и засыпки (при пневматических испытаниях);
— для переходов через железные и автомобильные дороги: одновременно с примыкающими участками (согласно СТО Газпром 2-2.1-249-2008 пункт 3 табл. 2 или пункт 3е табл. 3 СНиП 2-05-06-85*[4]), после засыпки1,25р1,25р12123-й этап: одновременно с газопроводом1,1р1,1р24123. Испытание в два этапа
1-й этап:
после укладки и засыпки или крепления на опорах1,5р для категории В

1,25р для категории С1,25р1212В. Участки газопровода на пересечениях с воздушными линиями электропередач напряжением 500кВ и более в пределах расстояний R (в обе стороны от пересечения).

В. Участки газопроводов в зоне активных тектонических разломов и прилегающие участки на расстоянии 100м от границ разлома.

В, С. Участки сближения газопровода с объектами, зданиями и сооружениями согласно СТО 2-2.1-249 (подпункт 7.2.1.5).

С. Участки переходов через подъездные железные дороги промышленных предприятий, автомобильные дороги IV, V, III-п и IV-п категории, включая участки на расстоянии согласно СТО Газпром 2-2.1-249 (подпункты 7.3.1.3, 7.3.1.5) по обе стороны от подошвы земляного полотна или от края водоотводного сооружения всех железных и категорированных автомобильных дорог.

С Переходы через водные преграды шириной зеркала воды в межень более 10 м, укладываемые без помощи подводно-технических средств, и прилегающие прибрежные участки длиной не менее 25м (от среднемеженного горизонта воды) каждый.

В, С. Надземные переходы через водные преграды согласно СТО Газпром 2-2.1-249 (позиции 1 таблицы 2).

В, С. Газопроводы в горной местности при укладке в тоннелях.

С. Пересечения с подземными коммуникациями (канализационными коллекторами, водоводами, нефтепроводами, нефтепродуктопроводами, газопроводами, силовыми кабелями, кабелями связи и т.п.) на длине 100м в каждую сторону от пересекаемой коммуникации (предварительный этап только гидравлическим способом).

С. Участки газопровода между территорией КС, ГРС, УКПГ и охранными кранами, а также участки за охранными кранами на расстоянии R. Участки газопровода на расстоянии R от территории ГИС. Участки газопровода на расстоянии R от линейной запорной арматуры.

С. Узлы пуска-приема ВТУ и узлы подключения к КС, располагаемые вне КС, а также примыкающие к ним участки газопровода длиной R2-й этап:
одновременно с газопроводом1,1р1,1р24124. Испытание в один этап одновременно с газопроводом1,1р1,1р2412С, Н. Участки газопровода категории С, кроме указанных выше, участки категории Н

2. На всех этапах испытаний в любой точке испытываемого участка газопровода испытательное давление на прочность не должно превышать наименьшего из гарантированных заводами заводских испытательных давлений на трубы, арматуру, фитинги, узлы и оборудование, установленные на испытываемом участке.

3. Временные трубопроводы для подключения опрессовочных агрегатов и компрессоров должны быть предварительно подвергнуты гидравлическому испытанию на давление, составляющее 125% от испытательного давления испытываемых газопроводов.

4. Напряжения в надземных участках газопровода (с рабочим давлением свыше 9,8МПа) при воздействии испытательного давления должны быть проверены расчетом и соответствовать требованиям СТО Газпром 2-2.1-249 (пункт 13.3.9).

5. Переходы через водные преграды глубиной менее 1,5м допускается испытывать в один этап одновременно с газопроводом.

6. Участки категории С, приведенные в позиции 4, могут по усмотрению проектной организации (в зависимости от конкретных условий) подвергаться испытаниям в два этапа, что должно быть отражено в проекте.

7. Испытания газопроводов с рабочим давлением свыше 11,8МПа (120кгс/см 2 ) проводят гидравлическим способом.

8. Надземные переходы на первом этапе испытаний в два этапа испытывают гидравлически (после их крепления на опорах).

9. На участках газопровода с многолетнемерзлыми грунтами гидравлические испытания допускается при соответствующем обосновании выполнять жидкостью с пониженной температурой замерзания на первом и втором этапах испытаний в три этапа и на первом этапе испытаний в два этапа.

10. На завершающей стадии испытаний законченного строительством газопровода, проложенного в многолетнемерзлых грунтах, испытания следует проводить пневматическим способом.

11. Расстояния R вычисляются по формуле R = max < 250; 250√(р/9,81) >.

Третий этап испытания при испытании участков газопроводов в три этапа и второй этап при испытании участков газопроводов в два этапа выполняют одновременно с заключительным этапом испытания участка газопровода, который может проводиться как гидравлическим, так и пневматическим способом.

В районах распространения ММГ третий этап испытания при испытании участков газопроводов в три этапа и второй этап при испытании участков газопроводов в два этапа проводят только пневматическим способом, одновременно с заключительным этапом испытания участка газопровода.

6.3 Протяженность испытываемых участков газопроводов не ограничивается, за исключением случаев гидравлического испытания, когда при пересеченном профиле трассы газопровода протяженность участков назначают с учетом допустимого перепада гидростатического давления.

6.4 Проверку на герметичность участка газопровода выполняют после испытания на прочность и снижения испытательного давления до рабочего. Продолжительность проверки на герметичность должна быть достаточной для осмотра трассы, но составлять не менее 12ч.

6.5 Гидравлические испытания участков газопроводов водой при отрицательной температуре воздуха или грунта допускаются только при условии предохранения газопровода, арматуры и технологического оборудования от замораживания.

Гидравлические испытания участков газопроводов при отрицательных температурах воздуха или грунта проводят с использованием следующих методов:

— водой с утеплением открытых частей газопровода, оборудования и приборов подземных трубопроводов при положительной температуре грунта;

— водой, имеющей естественную температуру водоема, подземных нетеплоизолированных газопроводов диаметром от 720 до 1420мм. При этом газопровод должен быть промыт и прогрет заполняемой водой;

— предварительно подогретой водой теплоизолированных газопроводов диаметром от 219 до 720мм и подземных нетеплоизолированных газопроводов диаметром от 219 до 530мм;

— жидкостью с пониженной температурой замерзания.

6.6 Выбор метода испытания гидравлическим способом конкретного участка трубопровода при отрицательных температурах осуществляют с учетом:

— результатов теплотехнических расчетов параметров испытания;

— наиболее рациональной области применения метода испытания;

— ограничений области применения метода испытания;

— конструкции, диаметра и способа прокладки газопровода;

— данных о грунтовых условиях и содержании влаги в грунте по трассе газопровода, погодных условиях в период испытания;

— наличия технических средств, источников воды для проведения испытаний;

— возможности поиска утечек и необходимости проведения работ по ликвидации дефектов;

— требования техники безопасности, охраны труда и окружающей среды.

6.7 До проведения гидравлических испытаний в условиях отрицательных температур необходимо:

— выполнить теплотехнический расчет параметров испытания участка газопровода;

— засыпать подземный и обваловать наземный газопровод на всем его протяжении;

— нанести теплоизоляцию на участок надземного газопровода и обеспечить дополнительное утепление мест укладки газопровода на опоры;

— утеплить и укрыть линейную арматуру, узлы запуска и приема поршней, сливные патрубки, узлы подключения наполнительных и опрессовочных агрегатов, обвязочных трубопроводов с арматурой и другие открытые части испытываемого газопровода;

— предохранить от замораживания используемые при испытании приборы;

— установить временные узлы приема поршней;

— обеспечить возможность немедленного удаления жидкости из участков газопровода, что гарантируется наличием воздушных компрессоров и их подсоединением до начала испытаний к обоим концам испытываемого участка.

6.8 При выполнении гидравлических испытаний участков газопроводов в условиях отрицательных температур следует:

— провести наполнение газопровода водой с помощью наполнительных агрегатов без пропуска очистных или разделительных устройств (пропуск поршней в процессе заполнения трубопровода водой допускается при условии предварительного прогрева магистрали прокачкой воды);

— обеспечить контроль температуры воды (жидкости с пониженной температурой замерзания) в газопроводе и оценить изменение давления при проверке на герметичность с учетом изменения температуры;

— завершить испытания в строго определенное время, в течение которого исключается замерзание воды в газопроводе.

6.9 При возникновении задержек в производстве работ по гидравлическому испытанию участков газопроводов в условиях отрицательных температур, приводящих к превышению принятого в расчете времени испытания, возобновляют прокачку воды с определенной расчетом температурой через испытываемый участок. Допускается осуществлять прокачку воды в период между испытаниями на прочность и герметичность, а также в период, когда газопровод находится не под испытательным давлением.

6.10 Пневматические испытания газопроводов должны выполняться с обеспечением влагосодержания воздуха, подаваемого в газопровод, соответствующего ТТР минус 35°С и глубже (при атмосферном давлении).

6.11 При положительных температурах грунта допускается пневматические испытания газопроводов условным диаметром менее 1000мм проводить неосушенным воздухом.

6.12 Участки газопровода и технологические трубопроводы КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ считаются выдержавшими испытание на прочность и проверку на герметичность, если за время их испытания на прочность они не разрушились, а при проверке на герметичность давление осталось неизменным и не были обнаружены утечки. При проверке на герметичность должны быть учтены колебания давления, вызванные изменением температуры в газопроводах и технологических трубопроводах указанных объектов.

6.13 При разрыве или обнаружении утечек участки газопроводов (технологических трубопроводов КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ) подлежат ремонту и повторному испытанию на прочность и проверке на герметичность в соответствии с настоящим стандартом.

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 219мм 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 219мм 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.

7.9 Продувку участков газопроводов выполняют сжатым воздухом, подаваемым высокопроизводительными компрессорными установками, или из ресивера (с пропуском очистных и разделительных поршней для газопроводов диаметром 219мм 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 0,2м 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

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 219мм 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 4мм или из деформируемого алюминия толщиной не более 10мм. 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.

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 10км/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 32мм;

— 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 10мм с приваренным к ней патрубком и краном DN100, Ру16.

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 530-1420мм выполняют непосредственно на месте проектного расположения узла на трассе.

8.4 Предварительные испытания крановых узлов диаметром от 159 до 426мм 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 6м со сферическими заглушками.

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).

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;

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.

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;

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 2МПа (подъем давления для МГ с Р_раб (обязательное)

Формы представления результатов очистки полости газопроводов, испытаний, удаления воды, осушки и заполнения азотом участков ЛЧ МГ, технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ

А.1 Форма разрешения на очистку полости и испытание

ОАО «Газпром»
Эксплуатирующая организация, трест

Источник