Технологические решения стояка по отбору импульсного Газа

Описание проекта

Рабочая документация разработана по объекту «Газопровод отвод к АГРС «Залучье». Инв. №000013961. Капитальный ремонт ГО на ГРС «Залучье» с 0 км по 1,17 км. Валдайское ЛПУ МГ».

Заказчик рабочей документации — .

Генпроектировщик – .

Право на проектирование предоставлено:

Вид строительства — капитальный ремонт.

Рабочая документация разработана на основании:

- задания на проектирование ;

- технических требований;

- технического отчета по инженерногеодезическим, инженерно-геологическим изысканиям, выполненным .

Цель проведения работ: восстановление проектных параметров газопровода-отвода к ГРС «Залучье» в объеме капитального ремонта для соответствия требования НТД, обеспечения его безопасной эксплуатации и надежности газоснабжения.

Основные параметры рассматриваемого участка:

- диаметр условный МГ «БелоусовоЛенинград»DN1000;

- давление: Рmax раб.=5,4 МПа;

- диаметр условный ГО на ГРС «Залучье»: DN100;

- толщина стенки: 4 мм;

- давление: Рmax раб.=5,4 МПа;

- изоляционное покрытие - мастичное (нормальное) МБР;

- трубопровод проложен подземно;

- существующий КУ №3642.7 DN100 (надземная установка);

- транспортируемая среда: природный газ;

- температура газопровода: 010 °С.

Согласно СНиП 2.05.0685* по рабочему давлению трубопровод относится к I классу.

В соответствии с Таблицей 2 СНиП 2.05.0685* проектируемый газопровод-отвод отнесен к IV категории (за исключением отдельных участков, на которых предусматривается повышение категории в соответствии с Таблицей 3

СНиП 2.05.0685*).

Технические решения, принятые в рабочей документации, соответствуют требованиям экологических, санитарногигиенических, противопожарных и других норм, действующих на территории Российской Федерации, и обеспечивают безопасную для жизни и здоровья людей эксплуатацию объекта при соблюдении предусмотренных рабочими чертежами мероприятий.

Характеристика территории проведения работ

Физико-географическая характеристика района строительства

Район работ расположен в Вышневолоцком районе Тверской области. Тверская область граничит на севере – в Вологодской, на северо-западе – с Новгородской, на востоке – с Ярославской, на западе – с Псковской, на юге – со Смоленской и на юго-востоке – с Московской областями.

В административном отношении участок работ расположен на территории Вышневолоцкого района Тверской области. Область протянулась на 260 км с севера на юг и на 450 км с запада на восток.

Климатическая характеристика района строительства

Территория строительства находится в зоне умеренно-континентального климата, который характеризуется сравнительно теплым летом, умеренно холодной зимой с устойчивым снежным покровом, хорошо выраженными переходными сезонами.

Климатические характеристики за многолетний период приведены по данным метеостанции Твери:

- абсолютная минимальная температура воздуха минус 50°С;

- абсолютная максимальная температура воздуха +36°С;

- средняя температура самого холодного месяца года (января) минус 10,5°С;

- средняя температура самого теплого месяца года (июля) +17,3°С;

- среднегодовое количество осадков 650 мм.

Наибольшая (из средних) толщина снежного покрова на открытом месте составляет 40 - 60 см.

Нормативная глубина сезонного промерзания для техногенных отложений –

1,7 м, для песков мелких – 1,4 м, для песков средней крупности – 1,5 м.

Рельеф

В геоморфологическом отношении территория объекта расположена в пределах полого-волнистой равнины. Территория площадки относительно ровная, с незначительными перепадами высот. Абсолютные отметки поверхности исследуемого участка находятся в пределах от 169.05 до 175.10 м.

Геологические условия района строительства

В геологическом отношении исследуемый участок расположен в пределах Московской синеклизы, которая является наиболее крупной древней отрицательной структурой Русской платформы.

На территории региона изысканий установлены отложения осташковского оледенения. Согласно схематической карте распространения четвертичных отложений Московской синеклизы площадка изысканий расположена в зоне развития водно-ледниковых (fgl III os) комплексов осташковского возраста.

В геологическом строении участка в пределах глубины бурения 3,0 м принимают участие современные техногенные образования и верхнечетвертичные водно-ледниковые (fgl III os ) отложения, представленные песками мелкими и средней крупности, средней плотности, влажными и насыщенными водой. Сверху отложения перекрыты почвенно-растительным слоем, мощностью 0,20 м.

Техногенные отложения (tIV)

ИГЭ-1 (t IV) – насыпные грунты: пески мелкие и средней крупности, коричневые, влажные, с гравием и щебнем. Отмечены повсеместно под почвенно-растительным слоем. Установленная мощность от 0,30 до 0,40 м, кровля слоя - на глубине 0,20 м (абс.отм. 170.30174.60 м).

Верхнечетвертичные отложения (QIII)

Флювиогляциальные отложения (fgl III)

ИГЭ-2 (fgl III os) – пески мелкие, средней плотности, неоднородные, коричневые, влажные и насыщенные водой, с гравием и галькой до 15 %. Вскрытая мощность 0,701,50 м, кровля слоя - на глубине 0,50 м (абс.отм. 170.00173.60 м).

ИГЭ+3 (fgl III os) – пески средней крупности, средней плотности, неоднородные, коричневые, влажные и насыщенные водой, с гравием и галькой до 20 %. Вскрытая мощность 1,002,50 м, кровля слоя - на глубинах 0,502,00 м (абс. отм. 168.90174.20 м).

Коррозионная агрессивность по отношению к стали определена в лаборатории прибором УЛПК1 по средней плотности катодного тока в соответствии с ГОСТ 9.6022005.

Коррозионная агрессивность грунтов оценивается:

- по отношению к углеродистой и низколегированной стали - средняя;

- по отношению к бетону нормальной проницаемости W4 – неагрессивны;

- по отношению к свинцовой оболочке кабеля грунты обладают средней степенью коррозионной агрессивности по содержанию нитрат-ионов.

- по отношению к алюминиевой оболочке кабеля грунты обладают высокой степенью коррозионной агрессивности по содержанию хлор-ионов. (в соответствии с табл.2,4 ГОСТ 9.6022005[13]).

Гидрологическая характеристика района строительства

Гидрогеологические условия участка работ на глубину бурения характеризуются наличием водоносного горизонта, приуроченного к комплексу четвертичных отложений.

Подземные воды приурочены к флювиогляциальным пескам мелким и средней крупности (fgl III).

В период изысканий (декабрь 2012 г.) грунтовые воды со свободной поверхностью зафиксированы на глубинах от 0,9 до 1,3 м, на абс. отметках от 169.5 до 173.8 м. Воды безнапорные.

Питание водоносного горизонта происходит за счет инфильтрации атмосферных осадков.

Максимальные уровни в неблагоприятные периоды года (периоды обильного снеготаяния и выпадения жидких осадков) можно ожидать на отметках близких к дневной поверхности (абс. отм. 174.80 м).

По результатам химического анализа проб воды, отобранных на участке, в соответствии со СНиП 2.03.1185, грунтовые воды неагрессивны по отношению к бетону нормальной проницаемости.

По отношению к свинцовой оболочке кабеля подземные воды обладают средней степенью коррозионной агрессивности по общей жесткости.

По отношению к алюминиевой оболочке кабеля подземные воды обладают средней степенью коррозионной агрессивности по содержанию хлор-ионов.

Основные технические решения по капитальному ремонту

Границы проектирования

В рабочей документации принят строительный пикетаж по ходу движения газа. За ПК0+00 принята точка на оси подключения газопровода-отвода к МГ «БелоусовоЛенинград». Конечной точкой, ПК10+58, является точка на оси газопроводаотвода, расположенная в 2,0 м против хода газа от ограждения ГРС «Залучье».

Основные технические решения

В соответствии с Техническими требованиями и основными технологическими решениями рабочей документацией предусматривается:

- замена тройника ТШС 1020х159 в месте врезки ГО к ГРС «Залучье» к

МГ «БелоусовоЛенинград»;

- установка катушек DN1000 длиной по 2,0 м с обеих сторон тройника

ТШС 1020х159 в месте врезки ГО к ГРС «Залучье» к МГ «БелоусовоЛенинград»;

- замена КУ №3642.7 DN150 (подземная установка) с резервированием импульсного газа;

- монтаж средств автоматизации и управления крановых узлов N 3642.7 и 4141.7;

- обустройство площадки кранового узла;

- замена тройника 108х108 в месте соединения дублирующей врезки и ГО к ГРС «Залучье»;

- замена участка ГО к ГРС «Залучье» в объеме 1058,0 м;

- мероприятия по переукладки кабеля связи.

Демонтажные работы

Замену труб газопровода-отвода к ГРС «Залучье следует производить при полной остановке транспортировки газа, отключении и опорожнении газопровода по согласованию с Валдайским ЛПУ МГ и ООО «Газпромтрансгаз Санкт-Петербург».

На время проведения работ по капитальному ремонту ГО к ГРС «Залучье» временное газоснабжение потребителей предусмотрено осуществлять с помощью ПАГЗов (с устройствами редуцирования газа), исходя из среднесуточных расходов газа на ГРС согласно письму Валдайского ЛПУ МГ №437 от 05.04.2013 г. (Приложение Д).

Работы по капитальному ремонту предусмотрено проводить в период наименьшего потребления газа – в июне и августе.

Расчет количества ПАГЗов для обеспечения газом потребителей ГРС «Залучье»:

Среднесуточный расход ГРС (июнь-август) – 4700 м³/сутки;

Согласно письму Управления технологического транспорта ООО «Газпром трансгаз СанктПетербург» №02-10/964 от 13.05.2013 г. (Приложение Е) вместимость ПАГЗа составляет 2000 нм³ (с учетом коэффициента опорожнения 1800 нм³).

Необходимое количество рейсов в сутки составит: 4700/1800≈3. Расстояние от АГНКС в г. Тверь до ГРС «Залучье» составляет 170 км.

После отсечения от магистрали и опорожнения участка следует:

- выполнить демонтаж знаков закрепления трассы газопровода;

- выполнить демонтаж средств ЭХЗ;

- вскрыть газопровод в границах проектирования;

- обеспечить герметичность прилегающих участков газопровода;

- демонтировать существующий тройник на МГ «БелоусовоЛенинград»;

- выполнить демонтаж ограждения КУ №3642.7;

- демонтировать существующий КУ №3642.7;

- демонтировать участок газопровода-отвода до границ проектирования;

- поднять газопровод на бровку траншеи;

- очистить газопровод от существующей изоляции;

- произвести резку на однотрубки и вывоз на площадку складирования.

Замена труб, соединительных деталей

В соответствии с техническими требованиями рабочей документацией предусмотрена замена труб общей протяженностью 1058,0 м. Замене подлежат участки II, IV категории.

Рабочей документацией предусмотрены трубы:

- электросварные прямошовные DN1000 с толщиной стенки 12 мм из стали класса прочности К52, с временным сопротивлением 510 МПа и пределом текучести 360 МПа по ТУ 1381012057578482005, производства ОАО «Выксунский металлургический завод» с наружным антикоррозионным трехслойным полиэтиленовым покрытием ПЭПк3Н по ТУ 1394015057578482011, разрешенные к применению в ОАО «Газпром»;

- стальные бесшовные горячедеформированные из стали 20 по

ГОСТ 8732-78*:

DN108 с толщиной стенки 4 мм, НПЭПк3, ТУ 1394007267046612012;

DN150 с толщиной стенки 6 мм без изоляции;

DN50 с толщиной стенки 5 мм без изоляции;

DN8 с толщиной стенки 3 мм без изоляции.

Для подключения газопровода - отвода к МГ «БелоусовоЛенинград» применить тройник типа ТШС 1020(12К52)х159(6К42)5,60,75У Газ ТУ 1469014013950412007, с наружным антикоррозионным покрытием ПК40 ТУ 1469002013950412012, производства ЗАО «Лискимонтажконструкция».

Для обеспечения герметичности прилегающих участков газопровода и гидроиспытаний применить Днище ДШ 1020(12К52)5,60,75У

Газ ТУ 1469014013950412007, производства ЗАО «Лискимонтажконструкция».

Для кривых искусственного гнутья применить Отводы ОГ по

Газ ТУ 1469014013950412007, с наружным антикоррозионным покрытием ПК40

ТУ 1469002013950412012, производства ЗАО «Лискимонтажконструкция».

Остальные соединительные детали предусмотреть:

- тройники по ГОСТ 173762001*;

- отводы по ГОСТ 173752001*;

- переходы по ГОСТ 173782001*;

- заглушки по ГОСТ 173792001.

Трубы, изготовленные по ГОСТ 873278* - ГОСТ 873475* должны соответствовать требованиям п.4.2 раздела «Ограничения при выборе труб»

СТО Газпром 2-2.1-131-2007 «Инструкция по применению стальных труб на объектах ОАО «Газпром».

Завод-изготовитель труб и соединительных деталей по национальным стандартам - согласно СТО Газпром 2-2.1-131-2007 и действующего реестра трубной продукции ОАО «Газпром».

Сварочные работы

Сварочные работы проводить в соответствии с требованиями

СТО Газпром № 2-2.2-136-2007 «Инструкция по технологиям сварки при строительстве и ремонте промысловых и магистральных газопроводов. Часть I», СНиП III4280*,

СТО Газпром № 142005 «Типовая инструкция по организации безопасного проведения огневых работ на объектах ОАО «Газпром».

Подготовка, сборка, сварка труб должны выполняться в соответствии с операционнотехнологическими картами сборки и сварки и отвечать требованиям

СТО Газпром 2-2.2-136-2007.

Сварку вновь монтируемых труб в заводской изоляции и сборку труб в плеть следует выполнять на бровке траншеи. Сварку стыков выполнять ручной электродуговой сваркой. По окончании сварочных работ все сварные соединения следует подвергнуть визуальному контролю и обмеру в объеме 100 %.

После визуального осмотра и устранения всех недопустимых наружных дефектов следует произвести контроль сварных соединений с использованием неразрушающих методов в соответствии с СТО Газпром 2-2.4-083-2006.

На крановом узле сварные соединения подвергнуть 100 % радиографическому и 100 % ультразвуковому дублирующему контролю.

Остальные сварные соединения подвергнуть:

- радиографическому контролю: технологические захлесты, стыковые соединения вставок («катушек»), стыки с деталями газопровода, при пересечении с коммуникациями – в объеме 100 %; стыки II категории – 20 %; IV категории – 10 %.

- ультразвуковому контролю (дополнительный): стыки на участках II категории в объеме 80 %; IV категории – 90 %.

- ультразвуковому контролю (дублирующий): технологические захлесты, стыковые соединения вставок («катушек»), стыки с деталями газопровода в объеме 100 %; на пересечении с коммуникациями – 25 %.

Результаты контроля сварочных работ следует оформить документально в соответствии с СТО Газпром 2-2.4-083-2006.

Изоляционные работы

Сварные стыки заводской и существующей трубы заизолировать с помощью ручного нанесения «Транскор-Газ»:

- грунтовка «ТранскорГаз» ТУ 5775005329892312010;

- мастика битумнополимерная «Транскор-Газ» ТУ 5775004329892312010;

- сетка марки ССТБ 3,4х3,4120 ТУ 2296010002050092012;

- лента термоусаживающаяся «ТЕРМАЛ» 450х0,7мм ТУ 2245044821195872013.

Изоляцию сварных стыков труб и соединительных деталей в заводской изоляции выполнить термоусаживающимися манжетами: «Терма СТМП - 1020», «Терма СТМП - 159», «Терма СТМП - 108» ТУ 2245046821195872013, производства ООО «Терма».

Надземные участки трубопроводов и оборудования после монтажа покрыть системой защитных покрытий СпецПротект 007/109 ТУ 2312015814331752012: в один слой грунтовкой СпецПротект 007 ТУ 23120078143317509 (60 мкм) и двумя слоями эмали СпецПротект 109 ТУ 23120098143317509 (100 мкм) в соответствии с корпоративной раскраской ОАО «Газпром» (Приложение к книге фирменного стиля

ОАО «Газпром». Цветовые решения технологического оборудования объектов

ОАО «Газпром» ).

Изоляцию подземных участков трубопроводов и соединительных деталей трубопроводов без заводской изоляции, а также область переходов «землявоздух» на высоту 500 мм от поверхности земли выполнить двухкомпонентным полиуретановым покрытием «Scotchkote 352ht» в один слой.

После окончания строительства выполнить контроль качества изоляционного покрытия искателем повреждений в соответствии с ГОСТ 5116498 п. 6.2.9 и методом катодной поляризации.

Защита изоляции

На проектируемом участке трассы присутствуют гравийно-галечниковые грунты (ИГЭ2, ИГЭ-3). В соответствии с п.5.7 СниП 2.05.0685* рабочей документацией предусмотрена защита изоляционного покрытия путем подсыпки газопровода на толщину 0,1 м и присыпки газопровода на толщину 0,2 м над верхней образующей трубы с использованием ковшовой дробилки.

Замена запорной арматуры и оборудования

В соответствии с техническими требованиями рабочей документацией предусмотрено выполнить замену существующего КУ № 3642.7 с резервированием импульсного газа. Крановый узел расположен на ГО к ГРС «Залучье» ПК0+03.

В качестве запорной арматуры приняты:

1. Шаровые краны:

- 11лс(6)769п7 DN150, PN80 ТУ 3742004862326362010, подземный, под приварку, с пневмогидроприводом с ЭПУУ6 (24В), производства ООО «Цимлянский машиностроительный завод», предусмотрен для замены крана №3642.7;

- КШ1.150630026 DN50, PN63 ТУ 3742008979654252007, надземный, под приварку, с ручным приводом, производства ООО «Восточная Арматурная Компания», предусмотрен на линии сброса избыточного давления из ресивера, а также на стояках отбора и разводки импульсного газа.

2. Кран шаровой муфтовый разборный ЯГТ 10М.55.00.05.У DN10 PN55

ТУ 37 4220001 12673402-98, производства ЧФ ООО «Яргазарматура», предусмотрен на стояках отбора;

Для управления крана, оборудованного пневмогидроприводом, выполнена система резервирования импульсного газа. Отбор импульсного газа предусмотрен как до крана, так и после него, в ресивер с обратным клапаном на входе.

Стояк отбора газа состоит из следующих элементов: двух запорных шаровых кранов DN50 с ручным приводом и трех патрубков с кранами шаровыми муфтовыми разборными ЯГТ 10М.55.00.05.У.

Ресивер длиной 2,09 м и диаметром 159х6 мм выбран из условия обеспечения объема импульсного газа, необходимого для двукратного переключения управляемой запорной арматуры.

Стояк разводки импульсного газа состоит из одного запорного шарового крана DN50 с ручным приводом и трех патрубков с кранами шаровыми муфтовыми разборными ЯГТ 10М.55.00.05.У.

Для очистки и осушки импульсного газа применяется фильтр-осушитель импульсного газа «Феррум80,75» ТУ 36830012154126799, производства

ООО «Феррум».

Для сброса избыточного давления из ресивера предусмотрен трубопровод DN50 с одним запорным шаровым краном DN50 с ручным приводом, а также оголовком с самооткидывающейся крышкой заводского изготовления ЗАО НПСК «Металлостройконструкция».

Герметичность затвора всей запорной арматуры – по классу А (ГОСТ Р 548082011).

Все применяемое оборудование, изделия и материалы имеют разрешение постоянно действующей комиссии ОАО «Газпром» на их применение.

Автоматизация технологических решений

В рамках объекта по капитальному ремонту ГО на ГРС «Залучье», на основании технических требований предусмотрено выполнить замену средств автоматизации крановых узлов N 3642.7 и 4141.7, включающую в себя:

- телемеханизацию КУ, на базе КП системы телемеханики «Магистраль2», подключаемого к проектируемому КП ТМ ГРС «Залучье»;

- установку манометров и датчиков давления до и после кранов и на устройствах резервирования газа;

- установку датчиков температуры стенки трубы газопровода;

- установку датчиков сигнализации вскрытия дверей ограждений крановых площадок, двери блокбокса, двери ограждения блок-бокса;

- установку барьеров грозозащиты внешних цепей автоматики;

- монтаж линий импульсного газа.

- обустройство кабельных трасс в пределах площадки кранового узла;

Управление кранами и сигнализацию их положения предусмотрено выполнить при помощи блока управления ЭПУУ6, с управляющим сигналом 24В.

Монтаж и установку приборов и средств автоматизации производить в соответствии со СНиП 3.05.0785, ПУЭ (издание 6, 7) и заводской документации на оборудование.

Электрохимическая защита

Рабочей документацией предусмотрено выполнить:

- установку КИП типа ПВЕК, производства ООО «Технопром» по трассе газопровода отвода в количестве 2 штук;

- изоляцию мест присоединения кабеля электрохимзащиты к трубопроводу с полиэтиленовым изоляционным покрытием выполнить материалом «ТермаР» и «ТермаРЗ»;

- для измерения поляризационного потенциала контрольно-измерительные пункты оборудовать медно-сульфатными электродами сравнения длительного действия типа Энес3м ООО «Завод газовой аппаратуры».

Для обеспечения коррозионного мониторинга КИП предусмотрена установка индикатора коррозионных процессов ИКП10012 производства, ООО «Завод газовой аппаратуры».

Согласно п.5.5 ГОСТ 5116498* временная защита газопровода-отвода на ГРС «Залучье» не требуется, поскольку средства электрохимической защиты трубопровода будут подключены не позднее 3 месяцев после укладки и засыпки участка трубопровода.

Кабель связи

Рабочей документацией предусмотрена переукладка кабеля связи.

Перед началом работ по переукладке нитки газопровода в местах пересечения, а так же по трассам переукладки кабеля TSS 2х1,2/4,4+2х4х0,9+4х0,9 должно быть проведено предварительное шурфование для точного определения подземных сооружений пересекаемых трассой прокладываемого кабеля связи.

Шурфы должны иметь длину 1,0 м по оси будущей траншеи. В том случае, когда подземные сооружения проходят параллельно будущей трассе, шурфы должны быть вырыты перпендикулярно ее оси через каждые 20,0 м. Длина каждого шурфа должна превышать ширину проектируемой траншеи с каждой ее стороны не менее, чем на

0,3 м.

Глубина шурфов, если разыскиваемые сооружения не обнаруживаются, должна превышать глубину траншеи на 0,2 м. Шурфование должно производиться в присутствии представителя организации, эксплуатирующей подземные сооружения.

На ПК1+21 сформировать кабельную бухту технологического запаса.

Все работы в охранной зоне газопровода производить по письменному разрешению управления службы связи Валдайского ЛПУ МГ, в соответствии с «Правилами охраны магистральных трубопроводов».

Строительные решения

В соответствии с техническими требованиями рабочей документацией предусматривается замена существующего ограждения.

Ограждение площадки кранового узла № 3642,7 предусмотрено выполнить из металлических секций AXIS SR. Ограждение установлено на металлический каркас из труб 159х4 ГОСТ 1070491. Стойки каркаса обустраиваются в заранее пробуренные скважины и заливаются бетоном класса В15. Сверху ограждения устанавливается кронштейн для защитного козырька, который состоит из трех рядов колючей проволоки и спирального барьера безопасности (СББ) «Егоза600». Высота ограждения 2,2 м. Под ограждением предусмотрены противоподкопные барьеры. В ограждении предусмотрены две калитки шириной 1,0 м продукции DIRICKXESPASE. На наружной стороне ограждения установить знак «Газ! Вход запрещен», а также информационную табличку с указанием эксплуатирующей организации, филиала организации и телефон филиала и знак «Запрещается пользоваться открытым огнем и курить» в соответствии с СТО Газпром 2-3.5-454-2010. Знак «Не подходить! Охраняемая зона» согласно СТО Газпром 2-1.4-186-2008. Размеры площадки 4000х3200 мм.

А также в рабочей документации предусмотрено:

- Опора ОП1. Опора разработана под фильтр-осушитель РN 80 «Феррум80,75», выполнена из профиля 10П по ГОСТ 824097. Опора устанавливается в предварительно пробуренную скважину на щебеночную подушку, с последующим бетонированием.

- Опора ОП2. Опора разработана под кран шаровой DN50 PN63, которая выполнена из трубы 100х100х4 по ГОСТ 302452003 и из профиля 10П по

ГОСТ 824097. Опора устанавливается в предварительно пробуренную скважину на щебеночную подушку, с последующим бетонированием.

- Насыпь площадки кранового узла выполнить щебнем на высоту 0,20 м.

Очистка внутренней полости и испытание газопровода

Испытания участка газопровода-отвода и кранового узла проводят с целью выявления дефектов и определения герметичности.

Работы по испытаниям производить с учетом требований

СТО Газпром 2-3.5-354-2009 по специальным рабочим инструкциям, разработанным Подрядной организацией, согласованным с Заказчиком, эксплуатирующей и проектной организацией, организацией ОАО «Газпром», осуществляющей контроль и надзор, и утвержденным председателем комиссии.

Испытание газопровода необходимо производить в два этапа:

I этап – предварительное испытание участков повышенной категории;

II этап – заключительное испытание газопровода.

Характеристика испытываемых участков, параметры испытания и организационно-технологическая схема очистки полости, испытания, осушки полости представлена в комплекте 2012п819ПОС.

Рабочей документацией предусмотрено проведение гидравлического испытания участка протяженностью:

- DN1000 - 5,0 м;

- DN150 - 4,0 м;

- DN100 – 1054,0 м.

Крановый узел подвергается предварительному испытанию на трассе. Гидравлические испытания кранового узла на прочность производить при Рисп=1,1Рраб в течение 2 часов.

Участки повышенной категории испытываются после укладки и засыпки при давлении Рисп=1,25Рраб=6,75 МПа в течение 12 часов.

Испытываются следующие участки:

- прилегающие к крановому узлу;

- примыкающие к ГРС.

На заключительном этапе требуется произвести последовательное испытание всего участка газопровода-отвода на давление Рисп=1,1Рраб=5,94 МПа в течение 24 часов, после полной готовности участков повышенной категории.

Проверку на герметичность следует провести при снижении давления до

Pраб=5,4 МПа в течение 12 часов для осмотра кранового узла и трассы газопровода-отвода.

Трубопровод считается выдержавшим испытание на прочность и проверку на герметичность, если за время испытания на прочность труба не разрушилась, а при проверке на герметичность давление остается неизменным и не обнаружены утечки.

Удаление влаги из внутренней полости газопровода

Очистку полости и вытеснение воды после проведения гидравлических испытаний предусматривается производить продувкой сжатым воздухом, подаваемым высокопроизводительной компрессорной установкой, без пропуска очистных и разделительных поршней.

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

Обустройство трассы газопровода

В соответствии с требованиями «Правил охраны магистральных трубопроводов» и СТО Газпром 2-3.5-454-2010 на ремонтируемом участке трассы необходимо установить знаки:

- «Закрепление трассы газопровода на местности» (9 шт.) на поворотах трассы, пересечении с коммуникациями.

Внешний вид и информация, содержащаяся на знаках, должны соответствовать требованиям СТО Газпром 2-3.5-454-2010.