4.2.4. Изоляция сварных стыков трубопроводов с заводским полиэтиленовым покрытием термоусаживающимися лентами «терма- ст40» и «терма - ст60»

• Термоусаживающаяся лента «Терма - СТ40» и «Терма - СТ60» производится на ЗАО « Терма» г. Санкт- Петербург и применяется для изоляции сварных стыков труб с заводским покрытием. Лента представляет собой двухслойный рулонный материал, состоящий из наружной электронно модифицированной полиэтиленовой плёнки-основы и внутреннего термоплавкого агдезионного подслоя. Лента используется совместно с двухкомпанентным эпоксидным праймером, компанент-А (эпоксидная смола) и компанент-Б (отвердитель). Для укрепления места нахлёста ленты применяется замковая пластина «Терма-ЛК». Термоусаживающая лента «Терма - СТ » может применяться без праймера (двухслойная изоляция ) или с эпоксидным праймером (трёхслойная изоляция). Термоусаживающая лента «Терма - СТ» может поставляться в двух вариантах:

• лента поставляется в рулонах, которая разрезается на полотнища (манжеты) необходимой длины непосредственно на месте монтажа;

• лента поставляется разрезанной на полотнища необходимой длины в соответствии с диаметром труб;

• замковая пластина поставляется отдельно.

Материалы ЗАО « Терма», используемые при изоляции сварных стыков труб, должны иметь сертификаты качества.

Изоляция сваренных стыков труб выполняется после оформленного положительного заключения о качестве сварного стыка и разрешения на проведение изоляционных работ специалистами, получившими право на эту работу. Технологические операции по изоляции сварных стыков термоусаживающими лентами «Терма - СТ» включают:

• сушку и очистку зоны стыка и прилегающего к нему участков заводского покрытия;

• предварительный нагрев зоны сварного стыка;

• подготовку и нанесение эпоксидного праймера ;

• монтаж замковой пластины (замка);

• термоусадку ленты;

• визуальный и инструментальный контроль качества проведённых работ.

• Сушка зоны стыка, подогрев стыка и усадка манжеты осуществляется одним оператором. При этом необходимо обеспечение свободного доступа операторов к любому участку трубы по всему периметру зоны сварного стыка. Расстояние от нижней образующей трубы до поверхности земли в зоне изолируемого стыка должно быть не менее 500 мм.

4.3. Очистка полости и испытание газопровода.

4.3.1. Способы очистки внутренней полости газопровода

В процессе эксплуатации внутренняя поверхность ма­гистрального газопровода загрязняется частицами поро­ды, окалиной, конденсатом, водой, метанолом и т. п. Это приводит к увеличению гидравлических сопротивлений и, соответственно, снижению пропускной способности газопровода. Очистка внутренней полости осуществляет­ся следующими: очистными устройствами без прекращения подачи газа, установкой конденсатосборников и дренажей в пониженных участках трассы, повы­шением скорости потока газа в отдельных нитках систе­мы газопроводов и последующим улавливанием жидко­сти в пылеуловителях на КС.

Самым эффективным является пропуск очистных уст­ройств без прекращения подачи газа. Это приводит к сни­жению гидравлического сопротивления и достижению его первоначального значения. Периодичность пропуска оп­ределяется на основании технико-экономических расчетов с учетом роста гидравлического сопротивления.

Очистными устройствами являются очистные поршни, скребки, поршни-разделители. Очистные устройства исполь­зуют в зависимости от вида загрязнений (твердые частицы, жидкость). Основными требованиями к очистным устрой­ствам являются: износостойкость, проходимость через за­порные устройства, простота конструкции, дешевизна.

Организационная схема работ по очистке и испытанию трубопровода заключается в следующем. Первым в работу на участке включается звено очистки, которое в зависимости от принятого в проекте способа выполняет продувку или промывку полости трубопровода. Продувку трубопровода в начале ведут, как правило, по двухсторонней схеме на двух освобожденных основными бригадами участках. Для продувки подключают компрессоры и очищают сначала правый, затем левый технологический участок. Причем каждый из них попеременно используется в качестве ресивера. Испытание трубопровода проводят также по односторонней схеме. Воздух, используемый для пневматического испытания, последовательно перепускается с участка, на котором закончены работы по испытанию, на участок, подлежащий испытанию. Очистку полости трубопровода производят с целью удаления с их внутренней поверхности остатков окалины, грата и случайно попавших частиц из грунта, воды и других предметов. Очищают полость трубы в два этапа, сначала в процессе сварочно-монтажных работ, затем после их окончания. Очистку полости протягиванием очистных устройств выполняют непосредственно в процессе сварочно-монтажных работ на трассе. При этом устраняется возможность попадания в полость смонтированного трубопровода крупных загрязнений снега, наледи, посторонних предметов, что значительно облегчает последующий процесс очистки полости продувкой или промывкой. Особенно целесообразно применение метода протягивания на трубопроводах больших диаметров, строящихся в сложных условиях. Существенное влияние на движение газа в газопроводе оказывает шероховатость его внутренней поверхности. Для снижения влияния шероховатости внутренних стенок труб на гидравлическое сопротивление при изготовлении труб и эксплуатации газопроводов внутреннюю поверхность их покрывают специальными веществами (рис. 4.8.)

Транспортируемый по МГ газ может содержать в себе конденсат, воду, метанол, вынесенное из жидкостных пылеуловителей соляровое масло, которые могут скапливаться в наиболее низких местах газопровода, уменьшая его сечение. Для их улавливания на трассе МГ в местах наиболее вероятного скопления устанавливают линейные конденсатосборники, которые состоят из сборника и конденсатоотвода, продувочной трубы с запорной арматурой и устройства автоматического удаления жидкости, и линии выравнивания давления.

Рис. 4.8. Промывка газопровода

Расчет и испытание на прочность линейных конденсатосборников проводят в соответствии с требованиями, предъявляемыми к участкам газопровода категории I.

Наиболее эффективный способ удаления из газопровода различных загрязнений - периодическая очистка с помощью пропуска по нему очистных устройств, что позволяет свести до минимума или ликвидировать полностью конденсатосборники на трассе.

Пункты редуцирования (регулирования) газа относятся к технологическим коммуникациям КС, обеспечивающим транспорт газа в пределах КС. После редуцирования (уменьшения давления) газ в качестве топлива направляется к силовым цилиндрам компрессоров. Пункт оборудуется маслосепараторами для улавливания частиц масла и контрольно-измерительными приборами для записи перепада давления.

Обслуживающий персонал ведет регулярное наблюдение за работой пункта и отмечает в журнале все замечания, относящиеся к отклонению от режима работы пункта. С целью предупреждения образования гидратных пробок на газопроводе применяют один из способов борьбы - это ввод ингибиторов в газопровод (вещество, препятствующее гидратообразованию). В качестве ингибитора применяется метиловый спирт - метанол (СН2ОН). Его применяют как для ликвидации образовавшихся пробок, так и для предупреждения их образования. Для заливки метанола существуют следующие способы:

• через манометрические штуцеры с созданием перепада на магистральном кране - разовая заливка;

• с применением стационарной и передвижной метанольниц. Расход метанола составляет 0,4 кг на 1000 м³.

• очистка внутренней полости МГ без прекращения подачи газа.

• при эксплуатации МГ происходит загрязнение его внутренней поверхности частицами породы, окалиной, конденсатом, водой и т.д. Это приводит к увеличению гидравлического сопротивления и к снижению пропускной способности газопровода. Внутреннюю поверхность трубы МГ от загрязнения очищают следующими способами:

• периодическим пропусканием поршня без прекращения подачи газа;

• разовым пусканием поршня без прекращения подачи газа на очищаемом участке;

• установкой конденсатосборников и дренажей в пониженных точках газопровода;

• повышением скоростей потоков газа в отдельных нитках системы газопровода и последующим улавливанием жидкости в пылеуловителях КС.

Наиболее эффективный способ очистки внутренней полости газопровода - периодическая очистка полости без прекращения подачи газа при помощи очистных поршней (ОП). Этот способ позволяет постоянно поддерживать гидравлического сопротивления газопровода равным первоначальному значению.

4.3.2. Испытание газопровода

Испытание магистральных трубопроводов на прочность и проверку на герметичность следует производить после полной готовности участка или всего трубопровода(полной засыпки, обвалования или крепления на опорах ,очистки полости ,установки арматуры приборов, катодных выводов и предоставления исполнительной документации на испытываемый объект.

Испытание магистральных трубопроводов на прочность и проверку на герметичность следует производить гидравлическим (водой, незамерзающими жидкостями) или пневматическим (воздухом, природным газом) способом для газопровода и гидравлическим спрособом для нефте - и нефтеродуктов.

Испытание магистральных газопроводов в горной пересечённой местности разрешается производить комбинированным способом( воздухом и водой или газом и водой).

Гидравлические испытания трубопровода водой при отрицательных температурах воздуха допускается производить только при условии предохранения трубопровода, линейной арматуры и приборов от замораживания.

Способы испытания, границы участков, величины испытательных давлений и схемы проведения испытания, в которых указаны места забора слива воды, согласованные с заинтересованными организациями, а также пункты подачи газа и обустройство временных коммуникаций определяется проектом.

Протяженность испытываемых участков не ограничивается, за исключением случаев гидравлического испытания и комбинированного способа, когда протяженность участков назначается с учётом гидравлического давления.

В зависимости от категории участков трубопроводов и их назначения этапы, величины давления и продолжительность испытания трубопроводов на прочность и проверки их на герметичность следует принимать в соответствии с таблицей 4.6.

Проверку на герметичность участков всех категорий трубопроводов и осмотр трассы необходимо проводить после испытания на прочность и снижения испытательного давления до максимального рабочего, принятого по проекту.

Трубопровод считается выдержавшим испытание на прочность и проверку герметичность, если за время испытания трубопровода на прочность давление остаётся неизменным, а при проверке на герметичность не будет обнаружено утечки. При пневматическом испытании трубопровода на прочность допускается снижение давления на 1 % за 12 часов.

После испытания трубопровода гидравлическим способом из него должна быть полностью удалена вода.

При всех способах испытания магистральных трубопроводов на прочность и проверку на герметичность следует применять проверенные . опломбированные и имеющие паспорт дистанционные приборы или манометры класса точности не ниже 1 и с предельной шкалой на давление около 4/3 испытательного , устанавливаемые вне охранной зоны.

О производстве и результатах очистки полости, а также испытаниях трубопроводов на прочность и проверки на герметичность необходимо составить акт.

СНиП 3-42-80* Таблица 4.6

Величины давления и продолжительность испытания трубопроводов на прочность и проверки их на герметичность

Ка-тегория участка	Назначение участков МГ	Этапы испытания	Давление				Продолжительность, час
			При испытании на прочность			При проверке на герметичность	При испытании на прочность		При проверке на герметичность
			Гидравлическим способом		Пневматическим способом		Гидравлическим способом	Пневматическим способом
			В верхней точке не менее	В нижней точке
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
В	Газопроводы внутри зданий и в пределах территорийкомпрессорных и газораспределительных станций подземного хранения газа, а также трубопроводы топливного и пускового газа.	После укладки и засыпки или креплении на опорах (при технической возможности с подключенными агрегатами и аппаратами)	-	Рзав. (В)	Не испытываются	Принимаются равным Р раб.	24	-	Продолжительность проверки на герметичность определяется временем, необходимым для тщательного осмотра трассы с целью выявления утечек,но не менее 12 час.
В,І,ІІ	Переходы нефте- и нефтепродуктопроводов через водные преграды и прилегающие прибрежные участки.	1-этап после сварки на стапеле, но до изоляции (только участки, укладываемые с помощью подводно-технических средств). 2-й этап после укладки, но до засыпки для трубопроводов категории (В) І 3-этап - одновременно с прилегающими участками категорий І-ІІ ІІІ-Іv	- 1.5Р раб 1.25Р раб 1.25р раб 1.1Р раб.	Рзав (В) или Рзав .(1) Рзав. (В) Рзав (І) Рзав (І-ІІ) Рзав (І-Іv)	То-же То же То же То же То же	Р.раб.	6	- 12 12 24 24