СП 86.13330.2022 Действует

Приемка свайных опор оформляется актом.

Допускаемые отклонения свай приведены в таблице 18.1.

Испытание трубопроводов. Очистка и осушка полости

Защита полости труб, трубных плетей в процессе строительства

Защита полости труб, трубных плетей в процессе строительства должна выполняться в соответствии с настоящим сводом правил и СП 411.1325800.

Начало монтируемой нитки трубопровода должно быть заглушено для предотвращения воздухообмена и выпадения влаги в смонтированном участке трубопровода.

При проведении испытаний подводных переходов МТ, для определения единого испытательного давления в нижней точке испытуемого участка, трубы для дюкера подбираются с одинаковым заводским испытательным давлением.

Предварительная очистка внутренней полости трубопровода

Работы по предварительной очистке полости трубопровода должны выполняться в соответствии с настоящим сводом правил и СП 411.1325800.

Очистное устройство перемещается внутри труб с помощью штанги трубоукладчиком (трактором). Загрязнения удаляются в конце каждой трубной плети.

В качестве очистных устройств при протягивании должны использоваться приспособления, оборудованные очистными щетками и скребками. При наличии в трубах внутреннего гладкостного покрытия, очистка труб должна выполняться с использованием очистных поршней, обеспечивающих сохранность покрытия.

Очистка внутренней полости трубопровода

Работы по очистке внутренней полости трубопровода должны выполняться в соответствии с настоящим сводом правил и СП 411.1325800.

Очистка полости трубопроводов должна проводиться:

подземных – после укладки и засыпки;

наземных – после укладки и обвалования;

надземных – после укладки и крепления на опорах.

Очистка полости трубопроводов должна выполняться одним из следующих способов:

продувкой с пропуском очистных устройств (поршней, скребков или поршней-разделителей);

продувкой без пропуска очистных устройств;

промывкой с пропуском очистных устройств.

При продувке очистные поршни должны пропускаться по участкам трубопровода протяженностью, определенной расстоянием между трубопроводной арматурой, под давлением сжатого воздуха или газа, поступающего из ресивера (баллона), создаваемого на прилегающем участке, от высокопроизводительных компрессорных установок или из действующего газопровода. Участки должны быть оснащены постоянными или временными камерами пуска и приема СОД в соответствии с ПД (РД).

Давление воздуха или газа в ресивере, при соотношении длин ресивера и продуваемого участка 1:1, приведено в таблице 19.1.

Таблица 19.1 – Давление в ресивере для трубопроводов, очищенных и не очищенных протягиванием очистных устройств

Таблица 19.1Номинальный диаметр трубопровода | Давление в ресивере, МПа, для трубопроводов | очищенных протягиванием очистных устройств | не очищенных протягиванием очистных устройств До DN 400 включ. | 0,6 | 1,2 От DN 500 до DN 800 включ. | 0,5 | 1,0 От DN 1000 до DN 1400 | 0,4 | 0,8

Продувка трубопроводов надземной прокладки должна проводиться с пропуском очистных устройств, при этом радиус изгиба трубопровода должен быть не менее DN 5.

Очистные устройства должны пропускаться под давлением сжатого воздуха со скоростью не более 10 км/ч по участкам протяженностью не более 10 км. После пропуска очистных устройств окончательное удаление загрязнений выполняется продувкой без пропуска очистных устройств путем создания в трубопроводе скоростных потоков воздуха. Допускается продувка природным газом при соответствующем обосновании в ПД(РД).

Продувка считается законченной, когда после вылета очистного устройства из продувочного патрубка выходит струя незагрязненного воздуха или газа.

Продувка без пропуска очистных устройств должна выполняться на трубопроводах диаметром менее DN 200 скоростными потоками воздуха или газа, подаваемого из ресивера, созданного на прилегающем участке от высокопроизводительных компрессорных установок или из действующего газопровода.

Давление воздуха или газа в ресивере при соотношении длин ресивера и продуваемого участка не менее 2:1 определяется по таблице 19.1.

Протяженность участка трубопровода, продуваемого без пропуска очистных устройств, должна быть не более 5 км.

Промывка с пропуском очистных устройств должна проводиться на трубопроводах, испытание которых предусмотрено гидравлическим способом. Начало и конец очищаемого участка трубопровода должны быть оснащены постоянными или временными камерами пуска и приема СОД в соответствии с ПД (РД).

При промывке трубопроводов перед очистным устройством должна быть залита вода в количестве 10 % – 15 % объема полости очищаемого участка трубопровода.

Скорость перемещения очистных устройств при очистке должна быть не менее 0,2 м/с.

Протяженность участков, подлежащих очистке, должна устанавливаться с учетом расположения по трассе источников воды, соответствующего рельефа местности и напора, создаваемого насосным оборудованием, а также технической характеристикой очистного устройства (предельной длиной пробега).

Очистка полости трубопровода считается выполненной при следующих условиях:

все запасованные очистные устройства «пришли» в камеру приема;

последнее очистное устройство «пришло» неразрушенным (без повреждений);

скорость движения очистных устройств составляла не менее 0,72 км/ч (0,2 м/с);

после очистных устройств вода выходит без примеси грунта (глины, песка, торфа).

Очистка считается незаконченной, если не выполнено любое условие.

Очистка полости переходов через водные преграды должна проводиться путем пропуска поршней-разделителей:

на газопроводах – промывкой, осуществляемой в процессе заполнения водой для предварительного гидравлического испытания или продувкой, осуществляемой до испытания переходов через водные преграды;

на нефтепроводах и нефтепродуктопроводах – промывкой, осуществляемой в процессе заполнения трубопровода водой для гидравлического испытания переходов через водные преграды.

После очистки полости трубопровода на концах очищенного участка должны устанавливаться временные инвентарные заглушки.

Предварительное испытание узлов трубопроводной арматуры (крановых узлов, узлов задвижек)

Работы по предварительному испытанию узлов трубопроводной арматуры должны выполняться в соответствии с СП 411.1325800.

Испытания трубопроводов на прочность и герметичность

Испытания трубопроводов на прочность и герметичность должны выполняться в соответствии с настоящим сводом правил и СП 411.1325800.

Перед началом испытаний трубопроводов на прочность и герметичность гидравлическим способом подрядчик должен согласно требованиям [9] для забора (изъятия) водных ресурсов из поверхностных водных объектов заключить договор водопользования, получить разрешение на сброс воды в водный объект. Для строительства гидротехнических сооружений, мостов, а также подводных и подземных переходов, трубопроводов, подводных линий связи, других линейных объектов, если такое строительство связано с изменением дна и берегов водных объектов, следует получить решение о предоставлении водного объекта в пользование. Подрядчик выполняет в полном объеме условия решения о предоставлении водного объекта в пользование и договора водопользования. Испытания трубопроводов на прочность и герметичность должны проводиться после полной готовности участка или всего трубопровода (полная засыпка, обвалование или крепление на опорах, установка трубопроводной арматуры и приборов, катодных выводов и представление исполнительной документации на испытуемый объект) по программе (специальной рабочей инструкции) проведения испытаний, согласованной с заказчиком.

Размеры опасной зоны, в которой запрещено находиться людям во время испытаний, приведены в [31].

Разрешительные документы на использование водного объекта для проведения гидравлических испытаний трубопроводов должны соответствовать [4].

Испытания трубопроводов на прочность и герметичность должны проводиться гидравлическим (водой, незамерзающей жидкостью) и пневматическим (воздухом, природным газом) способами для газопроводов и гидравлическим способом для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов.

При отрицательных температурах окружающей среды или невозможности обеспечить необходимое количество жидкой рабочей среды для проведения гидравлических испытаний допускается проведение испытаний ЛЧ МТ на прочность и герметичность газообразными рабочими средами. Метод проведения испытания должен быть обоснован проектной документацией.

Испытания газопроводов в горной и пересеченной местности разрешается проводить комбинированным способом (воздухом и водой или газом и водой).

Необходимость проведения испытаний участков магистральных газопроводов повышенным давлением (методом стресс-теста) должна определяться заказчиком на стадии проектирования.

Способы испытаний, границы участков, величины испытательных давлений, положение трубопроводной арматуры (открыто/закрыто) и схема проведения испытаний, в которой указываются места забора и слива воды, согласованные с заинтересованными организациями, пункты подачи газа и обустройство временных коммуникаций должны определяться ПД (РД) и программой проведения испытаний.

Протяженность испытуемых участков не ограничивается, за исключением гидравлического и комбинированного способов, когда протяженность участков назначается с учетом гидростатического давления.

Участки трубопровода, укладываемые при реконструкции соосно с существующим трубопроводом (на место заменяемых участков), могут испытываться на бровке или монтажной площадке, или после укладки строящегося трубопровода во временное положение для гидроиспытания параллельно существующему трубопроводу с расстоянием между стенками строящегося и действующего трубопровода не менее 1 м.

Перемещение, укладка в проектное положение и подключение испытанных участков выполняется в период остановки существующего трубопровода с выполнением гарантийных стыков, контролируемых визуально-измерительным, ультразвуковым и радиографическим методами.

Проектная (рабочая) документация должна предусматривать меры по защите как действующего трубопровода от возможных негативных воздействий при испытании нового участка трубопровода, так и меры для предотвращения недопустимой деформации трубопровода и повреждения ЗП при перемещении и укладке нового участка трубопровода из временного положения (при гидравлических испытаниях) в проектное положение.

Этапы, величины давлений и продолжительность испытаний участков МТ на прочность и герметичность в зависимости от категорий участков трубопроводов и их назначений приведены в таблице 19.2.

Таблица 19.2 – Этапы, величины давлений и продолжительность испытания участков МТ

Таблица 19.2Назначение участка МТ | Категория участка МТ и этап испытания | Давление при испытании | Продолжительность, ч, при испытании | | на прочность способом | на герметичность | на прочность способом | на герметичность | | гидравлическим в верхней точке | пневматическим | | гидравлическим | пневматическим | Переходы нефте- и нефтепродуктопроводов через водные преграды и прилегающие прибрежные участки | Первый этап – после сварки на стапеле или площадке, но до нанесения ЗП (только участки, укладываемые с помощью подводно-технических средств или протаскивания) для трубопроводов | Категория В | 1,5 Pраб | Не испытывают | Pраб | 6 | – | Не менее 121) | Категория I, II | 1,25 Pраб | | | | | | Второй этап – после укладки/протаскивания, до или после засыпки в соответствии с ПД (РД) | Категория В | 1,5 Pраб | Не испытывают | Pраб | 12 | – | Не менее 121) | Категория I, II | 1,25 Pраб | | | | | | Третий этап – одновременно с прилегающими участками | Категории I, II | 1,25 Pраб | Не испытывают | Pраб | 24 | – | Не менее 121) | Категория III | 1,1 Pраб | | | | |

Продолжение таблицы 19.2

Назначение участка МТ | Категория участка МТ и этап испытания | Давление при испытании | Продолжительность, ч, при испытании | | на прочность способом | на герметичность | на прочность способом | на герметичность | | гидравлическим в верхней точке | пневматическим | | гидравлическим | пневматическим | Узлы подключения перекачивающих насосных и компрессорных станций, всасывающие и нагнетательные газопроводы, а также узлы пуска и приема очистных устройств между охранными кранами газопроводов или между задвижками нефтепровода и нефтепродуктопроводов и т.д. | Первый этап – после укладки и засыпки или крепления на опорах | Любая | 1,25 Pраб | Не испытывают | Pраб | 24 | – | Не менее 121) | Второй этап – одновременно с прилегающими участками | Категории I, II | 1,25 Pраб | Не испытывают | Pраб | 24 | – | Не менее 121) | КатегорииIII, IV | 1,1 Pраб | | | | | Переходы магистральных газопроводов через водные преграды и прилегающие прибрежные участки | Первый этап – после сварки на стапеле или площадке, но до нанесения ЗП (только участки, укладываемые с помощью подводно-технических средств) | Любая | 1,25 Pраб | Не испытывают | Pраб | 6 | – | Не менее 121) | Второй этап – после укладки, но до засыпки | Любая | 1,25 Pраб | 1,1 Pраб | Pраб | 12 | 12 | Не менее 121)

Продолжение таблицы 19.2

Назначение участка МТ | Категория участка МТ и этап испытания | Давление при испытании | Продолжительность, ч, при испытании | | на прочность способом | на герметичность | на прочность способом | на герметичность | | гидравлическим в верхней точке | пневматическим | | гидравлическим | пневматическим | Переходы магистральных газопроводов через водные преграды и прилегающие прибрежные участки | Третий этап – одновременно с прилегающими участками | Категории I, II | 1,25 Pраб | 1,1 Pраб | Pраб | 24 | 12 | Не менее 121) | КатегорииIII, IV | 1,1 Pраб | 1,1 Pраб | Pраб | 24 | 12 | Переходы через железные дороги, переходы через автодороги I и II категории при подземной прокладке нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, автодороги I – IV категории при надземной прокладке нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, автодороги I – IV категории при пересечении с газопроводами, пересечения с воздушными линиями электропередачи напряжением 500 кВ и более | Первый этап – до укладки и засыпки или крепления на опорах | Любая | 1,25 Pраб | Не испытывают | Pраб | 24 | – | Не менее 121) | Второй этап – одновременно с прилегающими участками: | Категории I, II | 1,25 Pраб | 1,1 Pраб (только газопроводы) | Pраб | 24 | 12 (только газопроводы) | Не менее 121) | КатегорииIII, IV | 1,1 Pраб | | | | |

Продолжение таблицы 19.2

Назначение участка МТ | Категория участка МТ и этап испытания | Давление при испытании | Продолжительность, ч, при испытании | | на прочность способом | на герметичность | на прочность способом | на герметичность | | гидравлическим в верхней точке | пневматическим | | гидравлическим | пневматическим | Переходы газопроводов, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов через болота III типа | Одновременно с прилегающими участками (если требования об испытании в два этапа специально не оговорены в ПД) | Категория В | 1,5 Pраб | Не испытывают | Pраб | 24 | – | Не менее 121) | Категории I, II | 1,25 Pраб | 1,1 Pраб (только газопроводы) | Pраб | 24 | 12 | Не менее 121) Участки нефтепроводов и нефтепродуктопроводов протяженностью не менее расстояния между соседними линейными задвижками | Первый этап – после укладки и засыпки или крепления на опорах | Любая | 1,25 Pраб | Не испытывают | Pраб | 24 | – | Не менее 121) | Второй этап – одновременно с прилегающими участками | Категории I, II | 1,25 Pраб | Не испытывают | Pраб | 24 | – | Не менее 121) | КатегорииIII | 1,1 Pраб | | | | | Участки трубопроводов, кроме вышеуказанных | – | 1,1 Pраб | 1,1 Pраб (только газопроводы) | Pраб | 24 | 12 | Не менее 121)

Окончание таблицы 19.2

Назначение участка МТ | Категория участка МТ и этап испытания | Давление при испытании | Продолжительность, ч, при испытании | | на прочность способом | на герметичность | на прочность способом | на герметичность | | гидравлическим в верхней точке | пневматическим | | гидравлическим | пневматическим | Трубопроводы или их участки, построенные из цельнотянутых труб | – | 1,25 Pраб | 1,1 Pраб (только газопроводы) | Pраб | 24 | 12 | Не менее 121) 1) Продолжительность испытания на герметичность определяется временем, необходимым для тщательного осмотра трассы с целью выявления утечек, но не менее 12 ч. Примечания Допускается проведение второго этапа гидравлических испытаний после полной засыпки трубопровода (при наличии соответствующего обоснования в ПД): - для пойменных участков, вне зависимости от протяженности и периода строительства в границах между запорной арматурой или уровня высоких вод 10% (для горных рек – 2%) обеспеченности. Допускается проведение второго этапа гидравлических испытаний после частичной присыпки трубопровода слоем толщиной не менее 1 м (при наличии соответствующего обоснования в ПД): - русловые участки судоходных рек (в навигационный период), лесосплавных рек (в период лесосплава), рек в период ледохода (ледостава), карчехода; - русловые участки рек со скоростью течения более 0,5 м/с в период проведения второго этапа гидравлических испытаний и до засыпки; - русловые участки рек с интенсивным характером русловых деформаций; - русловые участки рек шириной в межень более 500 м. Участки трубопроводов, проложенные через водотоки или водоемы шириной по зеркалу воды в межень менее 25 м и глубиной менее 1,5 м или шириной по зеркалу воды в межень менее 10 м независимо от глубины испытываются в один этап совместно с трубопроводом линейной части (за исключением участков, прокладываемых бестраншейными методами). При замене участка трубопровода в пойменной части в границах перехода вновь смонтированный участок испытывается в один этап, как участок категории В, после укладки и засыпки. На всех этапах испытаний в любой точке испытуемого участка трубопровода испытательное давление на прочность не должно превышать наименьшего из гарантированных изготовителем заводских испытательных давлений на трубы, арматуру, фитинги, узлы и оборудование, установленные на испытуемом участке. При совместном испытании на прочность участков категорий I, II с участками категорий III, IV нижняя точка принимается на участке категорий III, IV, при этом испытательное давление в любой точке этих участков не должно превышать величины заводского испытательного давления. Временные трубопроводы для подключения наполнительных, опрессовочных агрегатов и компрессоров должны быть предварительно подвергнуты гидравлическому испытанию на рабочее давление испытываемых трубопроводов с коэффициентом 1,25 в течение 6 ч. Допускается испытание участков трубопроводов категорий I, II в один этап совместно с прилегающими участками категорий III, IV при условии, что испытательное давление в любой точке трубопровода составит не менее 1,25 Pраб, при этом величина испытательного давления не должна превышать заводское испытательное давление труб, деталей, трубопроводной арматуры и оборудования. Испытания участков трубопроводов, прокладываемых через водные преграды шириной в межень менее 25 м и глубиной менее 1,5 м, следует предусматривать в составе смонтированного трубопровода с обеспечением испытательных давлений в соответствии с установленной категорией трубопровода. При замене участка трубопровода в пойменной части в границах подводного перехода вновь смонтированный участок испытывают в один этап после укладки и засыпки, с обеспечением испытательных давлений в соответствии с установленной категорией трубопровода. Категория IV трубопроводов приведена для магистральных газопроводов. На участках пересечения с автомобильными и железными дорогами, ВЛ 500 кВ и более при применении единой категории на всей протяженности допускается совмещение этапов испытаний в соответствии с решениями, принятыми в ПД (РД) При неудовлетворительных результатах гидравлических испытаний проводятся ремонтные работы и повторные гидравлические испытания.

Участок магистрального нефтепровода или нефтепродуктопровода, подготовленный к проведению гидравлических испытаний, должен быть ограничен сферическими заглушками, рассчитанными на давление не менее испытательного. Запрещается использование трубопроводной арматуры, трубопроводной арматуры вантузов в качестве ограничительного элемента.

Для участков магистральных газопроводов допускается использование трубопроводной арматуры, рассчитанной на рабочее давление, превышающее давление испытания в качестве ограничительного элемента.

Герметичность участков всех категорий трубопроводов должна проверяться после испытания на прочность и снижения испытательного давления до максимального рабочего, принятого в ПД (РД).

При пневматическом способе испытания трубопровода подъем давления в нем до испытательного должен выполняться через полностью открытые краны байпасных линий при закрытых линейных кранах.

Подъем давления должен проводиться плавно (не более 0,3 МПа/ч) с осмотром трассы при давлении, равном 0,3 испытательного, но не выше 2,0 МПа. На время осмотра подъем давления должен быть прекращен. Дальнейший подъем давления до испытательного должен проводиться без остановок. Под испытательным давлением трубопровод должен находиться при открытых кранах байпасных линий и закрытых линейных кранах. После снижения давления до рабочего должны быть закрыты краны байпасных линий и прозведен осмотр трассы, наблюдения и измерения давления в течение не менее 12 ч.

При подъеме давления от 0,3 Pисп до Pисп и в течение 12 ч при стабилизации давления, температуры и испытаниях на прочность осмотр трассы запрещается.

Осмотр трассы для проверки трубопровода на герметичность следует проводить только после снижения испытательного давления до рабочего.

При заполнении трубопроводов водой для гидравлического способа испытания из испытуемого участка должен быть полностью удален воздух поршнями-разделителями или через воздухопропускные краны, устанавливаемые в местах возможного скопления воздуха.

Критерий полноты удаления воздуха из трубопровода при заполнении водой – появление непрерывной струи воды, выходящей из вантузов, устанавливаемых по трассе трубопровода для эксплуатации, водопропускных кранов и на временных камерах запуска и приема очистных устройств.

Трубопровод считается выдержавшим испытание на прочность и герметичность, если за время испытания трубопровода на прочность давление остается неизменным в пределах точности измерительных средств (манометр класса точности не ниже 1,0 с предельной шкалой на давление около 4/3 испытательного), а при проверке на герметичность не были обнаружены утечки. В ходе проверки на герметичность должны быть учтены колебания давления, вызванные изменением температуры.

При пневматическом испытании трубопровода на прочность допускается снижение давления на 1 % за 12 ч.

После испытания участка трубопровода гидравлическим способом на прочность и герметичность из него должна быть полностью удалена вода (при выходе первого сухого поршня допускается увеличение его массы за счет насыщения влагой не более чем на 10 % первоначальной).

Полное удаление воды из трубопроводов проводится пропуском не менее двух (основного и контрольного) поршней-разделителей под давлением сжатого воздуха или, в исключительных случаях, природного газа.

Скорость движения поршней-разделителей при удалении воды из газопроводов должна быть в пределах от 3 до 10 км/ч.

Результаты удаления воды из трубопровода следует считать удовлетворительными, если впереди контрольного поршня-разделителя нет воды, и он вышел из трубопровода неразрушенным. В противном случае пропуски контрольных поршней-разделителей по трубопроводу необходимо повторить.

При испытаниях на прочность и герметичность измерение давления выполняется поверенными средствами измерений утвержденного типа. Результаты утверждения типа и поверки средств измерений давления должны быть внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений [1]. Класс точности средств измерений давления должен быть не менее 1,0. Шкалы средств измерений должны быть не менее 4/3 от испытательного значения избыточного давления.

По завершении стравливания воздуха и выдержки участка газопровода в течение 12 ч устанавливают контроль температуры точки росы воздуха. Если температура точки росы, измеренная после выдержки, равна минус 20 °С (минус 30 °С – для участков ЛЧ магистральных газопроводов, проложенных в ММГ), то осушку участка газопровода не проводят, а заполняют его азотом.

Если результаты испытаний не соответствуют установленным требованиям, необходимо устранить все выявленные нарушения и после этого провести испытания повторно.

Необходимость, сроки и порядок проведения повторных гидравлических испытаний трубопроводов (участков), не введенных в эксплуатацию, установлены в СП 411.1325800.

Особенности проведения испытаний трубопроводов в горных условиях и при отрицательных температурах грунта или воздуха

В горной и пересеченной местностях испытание участков трубопроводов на прочность и герметичность может проводиться комбинированным способом.

Давление при комбинированном способе испытания на прочность должно быть:

в верхней точке – не ниже указанного в таблице 19.2;

в нижней точке – не превышать заводского испытательного давления труб.

Гидравлические испытания участков трубопроводов при отрицательных температурах грунта или воздуха допускаются только при условии предохранения трубопровода, трубопроводной арматуры и технологического оборудования от замораживания.

Для обеспечения возможности проведения гидравлических испытаний в условиях отрицательных температур грунта или воздуха необходимо:

разработать программу проведения испытания и согласовать ее в установленном порядке с заказчиком;

выполнить теплотехнический расчет параметров испытания участка трубопровода;

утеплить и укрыть трубопроводную арматуру, технологическое оборудование и другие открытые участки испытуемого трубопровода;

обеспечить возможность немедленного удаления жидкости из испытуемого трубопровода.

При выполнении гидравлических испытаний участков трубопроводов в условиях отрицательных температур грунта или воздуха необходимо:

проводить наполнение трубопровода водой с помощью наполнительных агрегатов без пропуска очистных или разделительных устройств (пропуск поршней в процессе заполнения трубопровода водой может быть допущен только при условии предварительного прогрева испытуемого участка прокачкой воды);

обеспечивать контроль температуры воды (жидкости с пониженной температурой замерзания) в трубопроводе;

завершать испытания в строго определенное время, в течение которого исключается возможность замерзания воды в трубопроводе.

Допускается в качестве жидкости с пониженной температурой замерзания использовать растворы, не оказывающие коррозионного воздействия на трубопровод.

Пневматические испытания участков трубопроводов при отрицательных температурах грунта или воздуха должны выполняться с обеспечением влагосодержания воздуха, подаваемого в трубопровод, соответствующего температуре точки росы не выше минус 35 °С (при атмосферном давлении).

Если результаты испытаний не соответствуют установленным требованиям, необходимо устранить все выявленные нарушения и после этого провести испытания повторно. Положительные результаты проведенных испытаний оформляют актом установленной формы.

Осушка полости газопроводов

Для проведения осушки полости объектов магистральных газопроводов применяют следующие способы:

продувка предварительно осушенным газообразным агентом (воздухом, азотом);

вакуумирование;

комбинированный способ (продувка предварительно осушенным газообразным агентом с последующим вакуумированием).

В процессе осушки полости участков газопроводов периодически пропускают пенополиуретановые поршни низкой плотности без покрытия в целях впитывания остаточной влаги и ее распределения по внутренней поверхности труб.

Осушку полости участков газопроводов и площадочных объектов продувкой выполняют до достижения на выходе температуры точки росы минус 20 °С при атмосферном давлении (минус 30 °С для участков, проложенных на участках с ММГ).

Осушку полости трубопроводов вакуумированием выполняют путем откачки из них воздуха до достижения остаточного абсолютного давления 100 Па (1 мбар). Осушку вакуумированием выполняют при температуре грунта на глубине заложения газопровода (окружающей среды для надземных трубопроводов) не ниже 0 °С.

Контроль влагосодержания воздуха на выходе из осушаемого путем продувки газопровода осуществляют с периодичностью не реже чем через каждые 30 мин с помощью портативного гигрометра с потоковым датчиком, погрешностью измерений не более ±1 °С и разрешающей способностью (дискретность показаний) не более 0,1 °С, соответствующего требованиям ГОСТ ИСО 8573-3.

Контроль остаточного давления в осушаемой путем вакуумирования полости должен выполняться вакуумметрами по ГОСТ 2405 с приведенной погрешностью не более 0,6 %.

Осушенную полость участка ЛЧ или площадочного объекта магистрального газопровода заполняют азотом с объемной концентрацией не менее 98 %, температурой точки росы не выше минус 20 °С (минус 30 °С для газопроводов, проложенных на участках с ММГ) до избыточного давления 0,02 МПа.

Контроль формы поперечного сечения трубопровода и проведения внутритрубного диагностирования после завершения строительно-монтажных работ

Контроль формы поперечного сечения трубопровода должен выполняться в соответствии с настоящим сводом правил и СП 411.1325800.2018 (раздел 7).

Контроль формы поперечного сечения трубопровода должен быть проведен после гидравлических испытаний и очистки полости с целью выявления и ликвидации перед сдачей трубопровода в эксплуатацию нарушений геометрических размеров внутренней полости, недопустимых отклонений профиля от окружности, допущенных в процессе СМР, и предотвращения повреждений внутритрубного инспекционного прибора при последующем проведении диагностических работ в процессе эксплуатации.

Контроль формы поперечного сечения должен проводиться отдельными участками, протяженность которых определяется в ППР, согласованном с заказчиком. Участки трубопроводов должны быть оснащены постоянными или временными камерами пуска и приема СОД в соответствии с ПД (РД).

Контроль геометрических параметров участков ЛЧ МТ протяженностью более 1000 м должен проводиться путем пропуска профилемера после засыпки трубопровода (после крепления на опорах – для трубопроводов надземной прокладки) после полного завершения всех СМР.

Контроль геометрических параметров участков ЛЧ МТ протяженностью от 100 до 1000 м должен проводиться путем пропуска калибровочного устройства по трубопроводу, уложенному в траншею, после его засыпки (после крепления на опорах – для трубопроводов надземной прокладки).

Контроль геометрических параметров участков ЛЧ МТ протяженностью менее 100 м должен проводиться по результатам пооперационного контроля.

Контроль геометрических параметров переходов трубопровода через водные преграды, вне зависимости от их протяженности, должен проводиться путем пропуска профилемера:

для переходов, выполненных траншейным методом – после засыпки трубопровода;

для переходов, выполненных методом ННБ – после завершения протаскивания.

Если подводный переход входит в состав ЛЧ МТ при условии одновременного строительства ЛЧ и подводного перехода, допускается проводить внутритрубное диагностирование в составе участка ЛЧ.

Для подготовки участков трубопровода к профилеметрии должны быть выполнены следующие операции:

участки должны быть оснащены постоянными или временными камерами пуска и приема СОД в соответствии с ПД (РД);

трубопроводная арматура по трассе участков трубопровода должна быть полностью открыта;

параллельные трубопроводы (лупинги) и соединительные трубопроводы (перемычки) между параллельными трубопроводами должны быть отключены от контролируемого участка;

должно быть установлено компрессорное или насосное оборудование, обеспечивающее паспортную скорость движения очистных устройств (скребков) и профилемера;

для контроля движения СОД над осью трубопровода должны быть установлены маркерные пункты с шагом не более 500 м, при этом верхняя образующая трубопровода в месте расположения маркерного пункта должна быть на глубине не более 1,5 м (при большей глубине заложения трубопровода должна быть обеспечена требуемая глубина путем изготовления шурфа).

Маркерные пункты должны быть обозначены на местности опознавательными знаками, местоположение которых должно быть неизменным.

На переходах через водные преграды маркерные пункты должны устанавливаться на границах русловой части переходов, которые определяются ПД (РД).

На оси трассы переходов через железные и категорийные автомобильные дороги должно быть установлено два постоянных маркерных пункта, расположенных на обеих сторонах дороги. Маркерные пункты должны располагаться на расстоянии от 50 до 100 м от подошвы откоса насыпи.

Каждый маркерный пункт должен быть привязан к постоянным ориентирам – опорам линий электропередачи, трубопроводной арматуре, вантузам, контрольно-измерительным колонкам.

Должна быть проведена калибровка участка трубопровода путем пропуска скребка-калибра, прохождение которого гарантирует прохождение профилемера без застревания и повреждения.

Пропуск калибровочных, очистных устройств и профилемера должен контролироваться на маркерных пунктах бригадами сопровождения, регистрирующими с помощью внешних приборов сопровождения время прохождения СОД маркерных пунктов, что необходимо для привязки диагностической информации к конкретным точкам трассы трубопровода.

После пропуска профилемера для уточнения типа и параметров дефектов, обнаруженных по результатам контроля профилемером, проверки наличия в местах нарушения формы механических повреждений металла трубы проводится локальное вскрытие трубопровода и дополнительный дефектоскопический контроль.

Разбраковка дефектов геометрической формы, выявленных профилеметрией и уточненных по типам и размерам после дополнительного дефектоскопического контроля, должна проводиться с учетом следующих критериев:

овальность трубопровода должна соответствовать требованиям заказчика и не должна превышать значения, регламентированного НД, техническими условиями на трубы;

местные перегибы, гофры и вмятины глубиной более 6 мм не допускаются. Критерии разбраковки дефектов геометрии устанавливаются заказчиком.

На основании результатов профилеметрии и дефектоскопического контроля должны быть устранены все обнаруженные недопустимые дефекты формы трубопровода.

Диагностирование внутритрубным инспекционным прибором проводится в соответствии с ПД(РД) для выявления дефектов стенки трубы и сварных швов:

-участков протяженностью 10000 м и более;