Охранная зона нефтепровода сколько метров снип

Правила охраны магистральных трубопроводов. СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ

Опасные факторы

2.1. Трубопроводы, на которых распространяется действие настоящих Правил, относятся к объектам повышенной опасности. Их опасность определяется совокупностью опасных производственных факторов процесса перекачки и опасных свойств перекачиваемой среды.

2.2. Опасными производственными факторами трубопроводов являются:

разрушение трубопровода или его элементов, сопровождающееся разлетом осколков металла и грунта;

возгорание продукта при разрушении трубопровода, открытый огонь и термическое воздействие пожара;

взрыв газовоздушной смеси;

обрушение и повреждение зданий, сооружений, установок;

пониженная концентрация кислорода;

дым;

токсичность продукции.

Исполнение мероприятий по охране окружающей среды

26.1 При производстве всех видов работ необходимо выполнять природоохранные мероприятия, предусмотренные [10] и настоящим сводом правил.

26.2 При разработке проекта и ППР в части мероприятий по охране окружающей среды необходимо предусматривать выполнение требований действующих законов Российской Федерации и Постановлений Правительства Российской Федерации, а также решений местных органов власти по охране природы и рациональному использованию природных ресурсов в регионе.

26.3 При вырубке леса в полосе отвода в составе подготовительных работ следует обеспечивать захоронение порубочных остатков в местах, удаленных от водоемов на 500 м и более, или их утилизацию.

26.4 Не разрешается брать гравий и песок для строительных целей со дна рек, ручьев, озер в местах, не предусмотренных проектной документацией или не согласованных в установленном порядке.

Не разрешается использование плодородного слоя грунта на подсыпки, присыпки, перемычки и другие цели кроме как для рекультивации земель.

26.5 На вечномерзлых грунтах трассовые строительно-монтажные работы должны выполняться преимущественно в зимний строительный сезон при промерзании деятельного слоя на глубину не менее 0,6 м, обеспечивающую устойчивую работу строительной техники.

26.6 На строительной полосе для предохранения мохорастительного покрова от нарушения перемещающимися строительными машинами необходимо снего-ледяное покрытие (технологические проезды) поддерживать в исправном состоянии в течение всего срока эксплуатации.

26.7 При прокладке трубопроводов следует сохранять температурный и влажностный режим вечномерзлых грунтов, в грунтах с высокой льдистостью не допускается ведение земляных работ методами, использующими термическое воздействие на грунты.

26.8 Для снижения вредных техногенных воздействий на окружающую среду при ведении земляных работ следует максимально использовать роторные траншейные экскаваторы, обеспечивающие разработку узких траншей с вертикальными стенками.

26.9 Для предотвращения эрозионных процессов при прокладке трубопровода следует обеспечивать сохранение естественной сети местного стока воды, а в случае его нарушения производить восстановление стока.

Для предотвращения развития эрозии в траншеях на уклонах, крутизна которых более 3°, следует устраивать перемычки из слабофильтрующего грунта, препятствующие течению воды вдоль траншеи и возникновению эрозионного выноса.

После засыпки уложенного трубопровода следует выполнять техническую рекультивацию, включающую в себя следующие виды работ: формирование по строительной полосе слоя плодородной почвы, уборку строительного мусора, остатков труб, строительных и горюче-смазочных материалов, проведение противоэрозионных мероприятий.

Время производства взрывных и земляных работ при устройстве траншей на подводных переходах на каждом отдельном переходе необходимо согласовывать с местными органами рыбоохраны и органами охраны окружающей среды.

Запрещается производство взрывных и земляных работ при устройстве подводных траншей на переходах трубопровода через реки в период нереста и нагула рыбы.

При обустройстве временных передвижных городков строителей вблизи рек и водоемов, в лесных массивах следует предусматривать места захоронения бытовых отходов, мойки для машин и механизмов с нефтеловушками, противопожарные мероприятия. Следует исключить попадание неочищенных жидких стоков в реки и водоемы.

При перебазировке строительных городков должна быть проведена техническая рекультивация всей территории городка, уборка мусора и захоронение строительных остатков и бытовых отходов.

В заросших песках работы следует производить по возможности с минимальным нарушением растительного покрова.

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

13.1. Материалы и изделия, применяемые для строительства магистральных трубопроводов, должны отвечать требованиям государственных стандартов, технических условий и других нормативных документов, утвержденных в установленном порядке, а также требованиям настоящего раздела.

13.2. Материалы и изделия для строительства объектов связи, электроснабжения, автоматики, водоснабжения, канализации и других технологических трубопроводов следует выбирать согласно строительным нормам и правилам на соответствующие сооружения.

Обеспечение необходимого уровня надежности и безопасности

6.1 Необходимый уровень конструктивной надежности промысловых трубопроводов обеспечивается путем категорирования трубопроводов и их участков в зависимости от назначения и определения коэффициентов надежности, характеризующих назначения и условия работы трубопроводов, применяемые для трубопроводов материалы и действующие на них нагрузки.

6.2 Промысловые трубопроводы и их участки подразделяются на категории, которые определяются их назначением и характеризуются объемом неразрушающего контроля сварных соединений и параметрами испытательного давления, приведенными в разделах 19, 24.

Категории трубопроводов и их участков должны приниматься по таблицам 1 и 2.


Таблица 1 - Категории трубопроводов в зависимости от их назначения

Таблица 2 - Категории участков трубопроводов

6.3 Значения коэффициента надежности по назначению трубопровода и коэффициента условий работы трубопровода должны приниматься по таблицам 3 и 4.


Таблица 3

Таблица 4

6.4 Значения коэффициентов надежности по материалу и по нагрузке должны приниматься по таблицам 5 и 6.


Таблица 5

Таблица 6

6.5 Безопасность в районах прохождения промысловых трубопроводов обеспечивается расположением их на соответствующих расстояниях от объектов инфраструктуры.

6.6 Значения расстояний от оси подземных трубопроводов до зданий, сооружений и других инженерных сетей должны приниматься в зависимости от класса и диаметра трубопровода, транспортируемого продукта, назначения объектов и степени обеспечения их безопасности, но не менее значений, приведенных в таблице 7.

При размещении трубопроводов нефти, нефтепродуктов и сжиженных газов на отметках земли выше зданий и сооружений при прохождении их вблизи этих объектов к значениям минимальных расстояний, приведенным в таблице 7, исходя из местных условий и норм технологического проектирования, должны быть предусмотрены дополнительные проектные решения по обеспечению безопасности объектов, в том числе за счет увеличения значений минимальных расстояний, установки дополнительных запорных устройств с дистанционным управлением, отключающим их в случае утечек продукта, заключения трубопровода в защитный футляр и пр.


Таблица 7

Надземная прокладка трубопровода

11.1 Надземная прокладка трубопроводов или их отдельных участков допускается в пустынных и горных районах, болотистых местностях, районах горных выработок, оползней и районах распространения многолетнемерзлых грунтов, на неустойчивых грунтах, а также на переходах через естественные и искусственные препятствия с учетом требований 5.1.

В каждом конкретном случае надземная прокладка трубопроводов должна быть обоснована технико-экономическими расчетами, подтверждающими экономическую эффективность, техническую целесообразность и надежность трубопровода.

11.2 При надземной прокладке трубопроводов или их отдельных участков следует предусматривать проектные решения по компенсации продольных перемещений. При любых способах компенсации продольных перемещений трубопроводов следует применять отводы, допускающие прохождение СОД. Прямолинейные балочные переходы допускается проектировать без компенсации продольных перемещений трубопроводов с учетом требований раздела 12.

11.3 При прокладке трубопроводов и их переходов через естественные и искусственные препятствия следует использовать несущую способность самого трубопровода. В отдельных случаях в проектной документации допускается предусматривать для прокладки трубопроводов специальные мосты.

Величины пролетов трубопровода следует назначать в зависимости от принятой схемы и конструкции перехода в соответствии с требованиями раздела 12.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

11.4 В местах установки на трубопроводе арматуры необходимо предусматривать стационарные площадки для ее обслуживания. Площадки должны быть несгораемыми и иметь конструкцию, исключающую скопление на них мусора и снега.

На начальном и конечном участках перехода трубопровода от подземной к надземной прокладке необходимо предусматривать постоянные ограждения из металлической сетки высотой не менее 2,2 м.

11.5 При проектировании надземных переходов необходимо учитывать продольные перемещения трубопроводов в местах их выхода из грунта. Для уменьшения величины продольных перемещений в местах выхода трубопроводов из грунта допускается применение подземных компенсирующих устройств или устройство поворотов вблизи перехода (компенсатора-упора) с целью восприятия продольных перемещений подземного трубопровода на участке, примыкающем к переходу.

В балочных системах трубопроводов в местах их выхода из грунта опоры допускается не предусматривать. В местах выхода трубопровода из слабосвязанных грунтов следует предусматривать мероприятия по обеспечению его проектного положения (искусственное упрочнение грунта, укладку железобетонных плит и др.).

11.6 Опоры балочных систем трубопроводов следует проектировать из несгораемых материалов. При проектировании надземных трубопроводов следует предусматривать электроизоляцию трубопровода от опор с обеспечением мер защиты персонала при грозовых разрядах.

11.7 Высоту от уровня земли или верха покрытия дорог до низа трубы следует принимать в соответствии с требованиями СП , но не менее 0,5 м.

Высота прокладки трубопроводов над землей на участках, где предусматривается использование многолетнемерзлых грунтов в качестве основания, должна назначаться из условия обеспечения многолетнемерзлого состояния грунтов под опорами и трубопроводом.

При проектировании трубопроводов для районов массового перегона животных или их естественной миграции минимальные расстояния от уровня земли до трубопроводов следует принимать по согласованию с заинтересованными организациями.

11.8 При прокладке трубопроводов через препятствия, в том числе, через овраги и балки, расстояние от низа трубы или пролетного строения следует принимать при пересечении:

оврагов и балок - не менее 0,5 м до уровня воды при 5% обеспеченности;

несудоходных, несплавных рек и больших оврагов, где возможен ледоход, - не менее 0,2 м до уровня воды при 1% обеспеченности и от наивысшего горизонта ледохода;

судоходных и сплавных рек - не менее величины, установленной нормами проектирования подмостовых габаритов на судоходных реках и основными требованиями к расположению мостов.

Возвышение низа трубы или пролетных строений при наличии на несудоходных и несплавных реках заломов или корчехода устанавливается особо в каждом конкретном случае, но должно быть не менее 1 м над горизонтом высоких вод (по году 1% обеспеченности).

11.9 При прокладке трубопроводов через железные дороги общей сети расстояние от низа трубы или пролетного строения до головки рельсов следует принимать в соответствии с требованиями габарита "С" по ГОСТ 9238.

Расстояние в плане от крайней опоры надземного трубопровода должно быть, м, не менее:

В местах надземных переходов трубопроводов через ручьи, овраги и другие препятствия следует предусматривать конструктивные решения, обеспечивающие надежную защиту от тепловых и механических воздействий соседних трубопроводов при возможном разрыве на одном из них.

Область применения

1.1 Настоящий свод правил распространяется на проектирование новых и реконструируемых магистральных трубопроводов и ответвлений от них номинальным диаметром до 1400 включительно, с избыточным давлением среды свыше 1,2 до 10 МПа включительно (при одиночной прокладке и прокладке в технических коридорах) для транспортирования:

а) нефти, нефтепродуктов (в том числе стабильного конденсата и стабильного бензина), природного, нефтяного и искусственного углеводородных газов из районов их добычи (от промыслов), производства или хранения до мест потребления (нефтебаз, перевалочных баз, пунктов налива, газораспределительных станций, отдельных промышленных и сельскохозяйственных предприятий и портов);

б) сжиженных углеводородных газов фракций и и их смесей, нестабильного бензина и конденсата нефтяного газа и других сжиженных углеводородов с упругостью насыщенных паров при температуре плюс 40 °С не свыше 1,6 МПа из районов их добычи (промыслов) или производства (от головных перекачивающих насосных станций) до места потребления;

в) товарной продукции в пределах компрессорной станции, нефтеперекачивающей станции, перекачивающей станции, станций подземного хранения газа, дожимной компрессорной станции, газораспределительной станции и узла замера расхода газа;

г) импульсного, топливного и пускового газа для КС, СПХГ, ДКС, ГРС, УЗРГ и пункта редуцирования газа (далее - ПРГ).

Настоящий свод правил не распространяется на проектирование трубопроводов, прокладываемых на территории городов и других населенных пунктов, в морских акваториях и промыслах

Проектирование трубопроводов, предназначенных для транспортирования стабильного конденсата и стабильного бензина, следует выполнять в соответствии с требованиями настоящего свода правил, предъявляемыми к нефтепроводам.

К стабильному конденсату и бензину следует относить углеводороды и их смеси, имеющие при температуре плюс 20 °С упругость насыщенных паров менее 0,2 МПа (абс).

(Измененная редакция, Изм. N 1).

1.2 Проектирование трубопроводов сжиженных углеводородов с упругостью насыщенных паров при температуре плюс 20 °С свыше 0,2 МПа - сжиженных углеводородных газов, нестабильного бензина и нестабильного конденсата и других сжиженных углеводородов - следует выполнять в соответствии с требованиями раздела 16.

Проектирование зданий и сооружений, в том числе инженерных коммуникаций, расположенных на площадках КС, НПС, ПС, ГРС, СПХГ и ДКС, следует выполнять в соответствии с требованиями технических регламентов, стандартов, других нормативных документов в области технического регулирования, распространяющихся на проектирование соответствующих зданий и сооружений, с учетом требований настоящего свода правил.

Проектирование газопроводов давлением 1,2 МПа и менее и нефтепродуктопроводов давлением до 2,5 МПа, предусматриваемых для прокладки на территории населенных пунктов или отдельных организаций, следует выполнять в соответствии с требованиями СП , СП и СП , технических регламентов, стандартов и других нормативных документов в области технического регулирования.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТОЛЩИНЫ СТЕНКИ ТРУБОПРОВОДОВ

.* Расчетную толщину стенки трубопровода d, см, следует определять по формуле

.                                              (12)

При наличии продольных осевых сжимающих напряжений толщину стенки следует определять из условия

,                                           (13)

где n - коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему рабочему давлению в трубопроводе, принимаемый по табл. 13;

р - обозначение то же, что в формуле (7);

Dн - наружный диаметр трубы, см;

R1 - обозначение то же, что в формуле (4);

y1 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб, определяемый по формуле

,                        (14)

где sпр.N - продольное осевое сжимающее напряжение, МПа, определяемое от расчетных нагрузок и воздействий с учетом упругопластической работы металла труб в зависимости от принятых конструктивных решений.

Толщину стенки труб, определенную по формулам (12) и (13), следует принимать не менее 1/140 Dн, но не менее 3 мм для труб условным диаметром 200 мм и менее, и не менее 4 мм - для труб условным диаметром свыше 200 мм.

Увеличение толщины стенки при наличии продольных осевых сжимающих напряжений по сравнению с величиной, полученной по формуле (12), должно быть обосновано технико-экономическим расчетом, учитывающим конструктивные решения и температуру транспортируемого продукта.

Полученное расчетное значение толщины стенки трубы округляется до ближайшего большего значения, предусмотренного государственными стандартами или техническими условиями. При этом минусовый допуск на толщину стенки труб не учитывается.

Защита трубопроводов от коррозии

14.1 Общие требования

При проектировании средств защиты стальных трубопроводов (подземных, наземных, надземных и подводных с заглублением в дно) от подземной и атмосферной коррозии следует руководствоваться требованиями ГОСТ Р 51164, ГОСТ 31448 и другими нормативными документами, утвержденными в установленном порядке.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

Противокоррозионная защита независимо от способа прокладки трубопроводов должна обеспечить их безаварийную (по причине коррозии) работу в течение эксплуатационного срока.

14.2 Защита трубопроводов от подземной коррозии защитными покрытиями

Защита трубопроводов (за исключением надземных) от подземной коррозии независимо от коррозионной агрессивности грунта и района их прокладки должна осуществляться комплексно: защитными покрытиями и средствами электрохимической защиты.

В зависимости от конкретных условий прокладки и эксплуатации трубопроводов следует применять два типа защитных покрытий: усиленный и нормальный.

Усиленный тип защитных покрытий следует применять на трубопроводах сжиженных углеводородов, трубопроводах номинальным диаметром 1000 и более независимо от условий прокладки, а также на трубопроводах любого номинального диаметра, прокладываемых:

южнее 50° северной широты;

в засоленных почвах любого района страны (солончаковых, солонцах, солодях, такырах, сорах и др.);

в болотистых, заболоченных, черноземных и поливных почвах, а также на участках перспективного обводнения;

на подводных переходах и в поймах рек, а также на переходах через железные и автомобильные дороги, в том числе, на защитных футлярах и на участках трубопроводов, примыкающих к ним, в пределах расстояний, устанавливаемых при проектировании, в соответствии с таблицами 3 и 4;

на пересечениях с различными трубопроводами - по 20 м в обе стороны от места пересечения;

на участках промышленных и бытовых стоков, свалок мусора и шлака;

на участках блуждающих токов;

на участках трубопроводов с температурой транспортируемого продукта 313 °К (40 °С) и выше;

на участках нефтепроводов, нефтепродуктопроводов, прокладываемых на расстоянии менее 1000 м от рек, каналов, озер, водохранилищ, а также от границ населенных пунктов и промышленных предприятий;

на территориях головных насосных станций, нефтеперекачивающих и совмещенных станций, магистральных насосных станций и резервуарного парка.

Во всех остальных случаях применяются защитные покрытия нормального типа.

Для противокоррозионных покрытий трубопроводов следует применять материалы по ГОСТ Р 51164.

14.3 Защита надземных трубопроводов от атмосферной коррозии

Трубопроводы при надземной прокладке должны защищаться от атмосферной коррозии лакокрасочными, стеклоэмалевыми, металлическими покрытиями или покрытиями из консистентных смазок.

Лакокрасочные покрытия должны иметь общую толщину не менее 0,2 мм и сплошность - не менее 1 кВ на толщину.

Контроль лакокрасочных покрытий следует проводить: по толщине - толщиномером, а по сплошности - искровым дефектоскопом.

Толщина стеклоэмалевых покрытий (см. [5]) должна быть не менее 0,5 мм, сплошность - не менее 2 кВ на толщину.

Примечание - Контроль стеклоэмалевых покрытий следует проводить приборами по .

Консистентные смазки следует применять в районах с температурой воздуха не ниже минус 60 °С на участках с температурой эксплуатации трубопроводов не выше плюс 40 °С.

Покрытие из консистентной смазки должно содержать 20% (весовых) алюминиевой пудры ПАК-3 или ПАК-4 по ГОСТ 5494 и иметь толщину в пределах 0,2-0,5 мм.

Противокоррозионную защиту опор и других металлических конструкций надземных трубопроводов следует выполнять по СП .

14.4 Электрохимическая защита трубопроводов от подземной коррозии

В условиях повышенной коррозионной опасности: в грунтах с сопротивлением грунтов до 20 Ом·м, на участках, где не менее 6 мес. в году уровень грунтовых вод находится выше нижней образующей трубопровода и на участках с температурой эксплуатации трубопроводов плюс 40 °С и выше и на участках с микробиологической коррозией следует предусматривать резервирование средств электрохимической защиты и дистанционный контроль силы тока защиты, напряжения и параметров коррозионного мониторинга средств электрохимической защиты.

Контуры защитных заземлений технологического оборудования, расположенного на КС, ГРС, НПС и других аналогичных площадках, не должны оказывать экранирующего влияния на систему электрохимической защиты подземных коммуникаций.

Заземлители устройств защитных заземлений, подключаемых к катодно-защищаемому трубопроводу, следует выполнять из оцинкованного проката черных металлов, в соответствии с [3].

Для контроля за состоянием защиты от коррозии в проектной документации должны быть предусмотрены контрольно-измерительные пункты. Места их установки и требования к конструкционному исполнению определяют по ГОСТ Р 51164.

Установку анодных заземлений и протекторов следует предусматривать ниже глубины промерзания грунта в местах с минимальным удельным сопротивлением.

В местах подключения дренажного кабеля к анодному заземлению должна быть предусмотрена установка опознавательного знака.

Дренажный кабель или соединительный провод к анодному заземлению следует рассчитывать на максимальную величину тока катодной станции и проверять этот расчет по допустимому падению напряжения.

При использовании для электрохимической защиты анодных заземлений незаводского изготовления присоединение электродов следует предусматривать кабелем сечением не менее 6 мм (по меди).

При проектировании анодных заземлений с коксовой засыпкой грануляция коксовой мелочи должна быть не более 10 мм.

Все контактные соединения в системах электрохимической защиты, а также места подключения кабеля к трубопроводу и анодному заземлению должны иметь изоляцию с надежностью и долговечностью не ниже принятых заводом для изоляции соединительных кабелей.

На участках подземной прокладки соединительного кабеля в цепи анодное заземление - установка катодной защиты - трубопровод следует предусматривать применение кабеля только с двухслойной полимерной изоляцией.

Электроснабжение установок катодной защиты трубопроводов должно осуществляться по категории II от существующих ЛЭП напряжением 0,4; 6,0; 10,0 кВ или проектируемых вдоль трассовых ЛЭП или автономных источников.

Показатели качества электроэнергии установок катодной защиты должны соответствовать требованиям ГОСТ 32144.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

Электрохимическую защиту кабелей технологической связи трубопроводов следует проектировать в соответствии с требованиями ГОСТ .

14.5 Электрохимическая защита трубопроводов в районах распространения многолетнемерзлых грунтов

Для подземных и наземных трубопроводов, прокладываемых в районах распространения вечномерзлых грунтов, должна предусматриваться электрохимическая защита независимо от коррозионной активности грунтов.

Катодную защиту следует применять для трубопроводов, вокруг которых возможно оттаивание грунта.

При отсутствии источников электроэнергии на участках, где возможно оттаивание грунта, следует применять вместо катодных станций протяженные протекторы.

Протекторную защиту (в том числе и протяженными протекторами) допускается применять на любых участках трубопровода, где грунт находится в талом состоянии.

В установках катодной защиты следует применять протяженные, свайные и глубинные анодные заземления.

Расчетный срок службы протяженных и свайных анодных заземлений должен быть не менее 10, а глубинных - не менее 20 лет.

Минимальный защитный потенциал при температуре грунта (в диапазоне положительных температур не ниже плюс 1 °С), в котором расположен трубопровод, следует определять по формуле

, (55)

где - минимальный защитный потенциал при температуре грунта 18 °С (при отсутствии опасности бактериальной коррозии -0,85 В по медно-сульфатному электроду сравнения);

- температурный коэффициент потенциала, °С (для температуры грунта от 0 °С до 18 °С 0,003; для температуры грунта от 18 °С до 30 °С 0,01).

;

- температура грунта непосредственно около стенок трубопровода, °С.

Трубопроводы, температура стенок и грунта вокруг которых в процессе эксплуатации не превышает минус 5 °С, электрохимической защите не подлежат.

Очистка полости и испытание трубопровода

24.1 Способы, параметры и схемы проведения очистки полости и испытания промысловых трубопроводов устанавливаются рабочей документацией с учетом категории и конструктивных особенностей каждого участка.

24.2 Очистку полости трубопроводов выполняют промывкой, продувкой или протягиванием очистных устройств по технологии, определенной СП .

На трубопроводах диаметром 219 мм и более промывку или продувку следует выполнять с применением очистных поршней.

24.3 Очистка полости газопроводов в обязательном порядке должна включать в себя мероприятия по защите полости труб от попадания снега, загрязнений и остатков строительных материалов на всех технологических разрывах строительства.

24.4 На трубопроводах диаметром до 219 мм, монтируемых без внутренних центраторов, очищать полости следует протягиванием очистных устройств в процессе сборки и сварки трубопровода в нитку.

24.5 Трубопроводы очищают и испытывают по специальной инструкции. Специальная инструкция на очистку полости и испытание составляется строительно-монтажной организацией и согласовывается с заказчиком по каждому конкретному трубопроводу с учетом местных условий производства работ, с проектной организацией и утверждается председателем комиссии по проведению испытаний трубопроводов.

24.6 Очищать полости трубопроводов, монтируемых на опорах, следует продувкой с пропуском поршней-разделителей под давлением сжатого воздуха или природного газа со скоростью не более 10 км/ч.

24.7 Очистные поршни пропускают по участкам трубопровода под давлением сжатого воздуха, создаваемым на прилегающем участке.

Для продувки с пропуском поршня значение давления воздуха (или газа) в ресивере при соотношении объемов ресивера и продуваемого участка 1:1 определяют по таблице 29.


Таблица 29 - Давление воздуха в ресивере для продувки

24.8 Продувку скоростным потоком воздуха без пропуска поршня осуществляют на трубопроводах диаметром до 219 мм (включительно) или при наличии крутоизогнутых вставок радиусом менее пяти диаметров трубопровода.

24.9 На участках трубопроводов диаметром более 219 мм с крутоизогнутыми вставками радиусом менее пяти диаметров допускается продувка без пропуска очистных поршней при условии предварительной очистки труб протягиванием очистных устройств в процессе их сборки и сварки в нитку.

Для продувки скоростным потоком воздуха без пропуска поршня давление в ресивере определяют по таблице 29 при соотношении объемов ресивера и продуваемого участка 2:1.

В качестве очистных устройств при протягивании следует использовать специальные приспособления, оборудованные металлическими щетками или скребками. При наличии труб с внутренней изоляцией применяются эластичные очистные поршни.

Для очистки применяются очистные поршни или поршни-разделители.

Продувка трубопровода с пропуском очистных устройств через линейную арматуру допускается только в случае, если это предусмотрено в паспорте на арматуру.

При продувке трубопроводов газом из них предварительно должен быть вытеснен воздух.

Вытеснение воздуха осуществляется подачей газа под давлением не выше 0,2 МПа (2 кгс/см). Вытеснение воздуха считается законченным, когда содержание кислорода в газе по показателям газоанализатора не превышает 2%.

Природный газ для испытания трубопроводов следует подавать от скважины или от действующих газопроводов. Природный газ для испытаний трубопроводов следует подавать с соблюдением плана мероприятий по обеспечению пожарной безопасности, разрабатываемого для каждого конкретного испытания с учетом особенностей промысла.

Трубопроводы необходимо испытывать на прочность и герметичность гидравлическим, пневматическим или комбинированным способом. Значение испытательных давлений определяют в проекте по таблице 30. Давление при комбинированном испытании на прочность должно быть равно в верхней точке 1,1 , а в нижней точке не превышать заводского испытательного давления труб; продолжительность выдержки под этим давлением 12 ч.


Таблица 30 - Значения испытательных давлений

Проверку участка или трубопровода в целом на герметичность проводят после испытания на прочность снижением испытательного давления до максимального рабочего (принимаемого по проекту) и его выдержки в течение времени, необходимого для осмотра трассы, но не менее 12 ч.

При температуре окружающей среды трубопровода ниже 0°С допускается (при наличии теплотехнического расчета, выполненного проектной организацией) проведение гидравлического испытания подогретой водой от теплообменников, водоподогревательных установок, коммуникаций горячего водоснабжения и т.п. или жидкостями с температурой замерзания ниже температуры окружающей среды.

Для гидравлического испытания следует применять подземные воды из сеноманских или других геологических горизонтов, с пониженной температурой замерзания, с добавлением ингибиторов коррозии при наличии разрешения. Для трубопроводов диаметром до 219 мм при отрицательных температурах применяются жидкости, с пониженной температурой замерзания (антифризы). Использованный антифриз следует утилизировать.

В условиях отрицательных температур проведения гидравлических испытаний водой должна предусматриваться возможность быстрого удаления из трубопровода опрессовочной воды с помощью заранее установленных поршней-разделителей, перемещающихся под давлением воздуха или газа.

Технологические узлы (крановые узлы, узлы задвижек, узлы сбора и распределения газа и нефти) подвергаются предварительному гидравлическому испытанию.

Испытание надземных газопроводов на прочность и герметичность проводится гидравлическим способом и включает в себя:

- предварительные испытания участков трубопроводов повышенной категории (переходы под дорогами, водотоками, реками и т.п.) и технологических узлов (линейные крановые узлы, узлы задвижек, узлы пуска и приема средств диагностики и т.п.);

- испытание всего подготовленного к эксплуатации участка газопровода.

Предварительное испытание переходов и узлов проводится сразу же после окончания работ на этих участках.

Предварительное испытание технологических узлов зимой осуществляется гидравлическим способом незамерзающей жидкостью. Предварительное испытание узлов, помимо проверки на прочность, должно включать в себя проверку на герметичность импульсных и других трубок, резьбовых соединений.

При предварительном испытании узлов гидравлическим способом должны выполняться мероприятия по удалению и сбору испытательной жидкости без ее выброса в окружающую среду.

Гидравлическое испытание надземного газопровода целесообразно осуществлять в период положительных температур воздуха. В противном случае должны быть предусмотрены мероприятия, позволяющие провести гидравлические испытания при отрицательных температурах, исключающих замерзание испытательной жидкости.

При испытании систем трубопроводов должны быть предусмотрены организационно-технологические схемы, обеспечивающие последовательное испытание участков с многократным применением испытательной среды.

При многониточной прокладке промысловых трубопроводов допускается их одновременное испытание гидравлическим или пневматическим способом.

Промысловые трубопроводы для транспортирования сероводородосодержащего природного газа или газового конденсата подлежат осушке.

Испытание надземного трубопровода на прочность и проверку на герметичность следует производить после полной готовности участка трубопровода:

- закрепления трубопровода на опорах;

- заделки стыков (противокоррозионная и теплоизоляция);

- установки арматуры и приборов (кроме первого этапа испытаний трубопроводов на затопляемых территориях);

- удаления персонала и вывозки техники из опасной зоны на расстояния, равные установленным от надземного трубопровода до строений (таблица 7);

- обеспечения постоянной или временной связи.

Давление при пневматическом испытании на прочность трубопровода как на первом, так и на втором этапе должно быть равно 1,1, а продолжительность выдержки под этим давлением - 12 ч.

Заполнение трубопровода воздухом или природным газом производится с осмотром трассы при давлении, равном 0,3 испытательного на прочность, но не более 2 МПа (20 кгс/см).

В процессе закачки в природный газ или воздух следует добавлять одорант, что облегчает последующий поиск утечек в трубопроводе. Для этого на узлах подключения к источникам газа или воздуха необходимо монтировать установки для дозирования одоранта. Рекомендуемая норма одоризации этилмеркаптаном - 50-80 г/1000 м газа или воздуха.

Если при осмотре трассы или в процессе подъема давления обнаружена утечка, то подачу воздуха, газа или жидкости в трубопровод следует немедленно прекратить, после чего должна быть установлена возможность и целесообразность дальнейшего проведения испытаний.

Запрещается осмотр трассы при увеличении давления от 0,3 до и в течение времени испытания на прочность.

После окончания испытания трубопровода на прочность давление необходимо снизить до проектного рабочего и только после этого выполнить контрольный осмотр трассы для проверки на герметичность.

При испытании трубопроводов на прочность и их проверке на герметичность места утечек необходимо определять следующими методами:

- визуальным;

- акустическим;

- по запаху;

- по падению давления на испытуемом участке;

- газоаналитическим (течеискателями горючих газов).

Трубопровод считается выдержавшим испытания на прочность и проверку на герметичность, если за время испытания трубопровода на прочность он не разрушился, а при проверке на герметичность давление осталось неизменным и не было обнаружено утечек.

Удаление воды после испытаний предусматривается в обязательном порядке только для газопроводов; способ удаления должен указываться в проекте.

Контроль за движением по трубопроводу поршней-разделителей должен осуществляться по показаниям манометров, измеряющих давление в узлах их пуска-приема, или с помощью механических сигнализаторов.