Методика определения технологических параметров в процессе осушки трубопроводов после испытаний. В.1

Коллектив учёных Института получил патент Соединённых Штатов Америки US 2017/0184253 A1 на способ осушки полости трубопроводов «Method of pipeline interior drying» (авторы - сотрудники ООО «Газпром ВНИИГАЗ» Д.И. Ширяпов, С.В. Карпов, А.С. Алихашкин, А.В. Елфимов). Решение об обращении в ведомство по патентам и товарным знакам США с целью получения патента было принято ПАО «Газпром» в рамках мер по обеспечению конкурентных преимуществ на международном рынке и защиты своих авторских прав.

Данное техническое решение, разработанное ООО «Газпром ВНИИГАЗ», ранее уже было защищено отечественным патентом №2562873 «Способ осушки полости трубопроводов» (патентообладатель - ПАО «Газпром») и Приказом Роспатента от 22 апреля 2016 года № 61 было включено в сотню лучших изобретений Российской Федерации за 2015 год.

Осушка полости магистральных газопроводов в соответствии со способом, защищённым указанным патентом, внедрена в отечественной практике и регламентируется корпоративным стандартом СТО Газпром 2-3.5-1048-2016 «Осушка полости магистральных газопроводов в различных природно-климатических условиях».

Предложенный способ позволяет повысить эффективность осушки полости трубопроводов и обеспечить достоверность результатов/. Данное изобретениепозволяет проводить осушку до достижения требуемого значения влагосодержания на выходе из трубопровода и по всей его протяжённости. Это дает возможность выявлять места скоплений воды в трубопроводе, а также повышает эффективность процесса за счет многократной дегидратации осушающего агента и сокращения продолжительности осушки.

Справка

Политика в области правовой охраны объектов интеллектуальной собственности ПАО «Газпром» определена СТО Газпром 6.10–2013. Правовая охрана изобретений в иностранных государствах повышает эффективность реализации в иностранных государствах машин, приборов, оборудования, материалов, химических средств и другой. Кроме того, патент, выданный иностранным государством, обеспечивает конкурентное преимущество на зарубежном рынке и является стимулом к научно-техническому сотрудничеству с зарубежными партнерами.

В.1. Область применения методики.

В.1.1. Настоящая методика распространяется на производство подготовительных работ и осушку полости трубопроводов и оборудования при строительстве, реконструкции и капитальном ремонте МГ диаметром до 1420 мм включительно, технологических трубопроводов КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ.

В.1.3. Методика определяет технологические параметры в процессе осушки трубопроводов, оценивает качество удаления воды из них и осушки.

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

В.2.1. На линейной части магистральных газопроводов выполняют следующие действия.

В.2.1.1. Удаляют воду из полости трубопровода посредством пропуска разделительных поршней, перемещаемых потоком воздуха (продувкой).

В.2.1.2. Удаляют воду из крановых узлов и перемычек между действующим и строящимся газопроводами путем откачки воды насосами, продувки воздухом.

В.2.1.3. Выполняют пропуск пенополиуретановых поршней под давлением воздуха.

В.2.1.4. Выполняют продувку сухим воздухом, подаваемым установкой осушки, полости газопровода, обвязки крановых узлов и перемычек между действующими и осушаемыми газопроводами в соответствии с технологической схемой участка газопровода.

В.2.1.5. После проведения гидравлического испытания на прочность и проверки на герметичность технологических трубопроводов и оборудования КС ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ до их осушки выполняют удаление воды из полости технологических трубопроводов и оборудования сжатым воздухом с давлением от 1,2 до 1,5 МПа.

В.2.1.6. Для удаления воды сжатым воздухом из технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ создают ресиверы. В качестве ресиверов используют часть технологических трубопроводов, шлейфы, пылеуловители.

В.2.1.7. На КС воду удаляют из нагнетательного и пускового контура, шлейфов КС, контура рециркуляции, пылеуловителей, АВО газа, УПТИГ, импульсных линий и крановых узлов продувкой воздухом через открытые сечения газопроводов, открытые люки-лазы всасывающего и нагнетательного газопроводов обвязки ГПА, через агрегатные свечи кранов № 5 и свечи кранов № 17 и 18 входного и выходного шлейфов, через свечи секций АВО газа, пылеуловителей, коллекторов топливного, пускового и импульсного газа.

В.2.1.8. Для удаления воды из всасывающего, нагнетательного и пускового контуров КС, контура рециркуляции, пылеуловителей, АВО газа, импульсных линий и крановых узлов при продувке используют входной шлейф в качестве ресивера.

В.2.1.9. Для удаления воды из шлейфов (после демонтажа заглушек со стороны узла подключения КС) в качестве ресивера используют газопроводы всасывающего и нагнетательного контуров КС.

В.2.1.10. Если шлейфы были испытаны отдельно от трубопроводной обвязки КС, для удаления из них воды пропускают пенополиуретановые поршни. Пропуск пенополиуретановых поршней под давлением сжатого воздуха проводят в направлении узла подключения КС по входному шлейфу со стороны пылеуловителей, а по выходному шлейфу - со стороны АВО газа.

В.2.1.11. Для удаления остатков воды из трубопроводов и оборудования УПТИГ в качестве ресивера используют всасывающий и нагнетательный коллекторы КС.

Для обеспечения возможности продувки трубопроводов и оборудования УПТИГ и трубопроводов газа на собственные нужды проводят следующие операции:

а) демонтируют клапаны-регуляторы УПТИГ;

б) на места клапанов-регуляторов устанавливают временные вставки;

в) демонтируют временные заглушки на трубопроводах топливного, импульсного и пускового газа;

г) при необходимости демонтируют измерительные диафрагмы на расходомерах топливного газа к ГПА.

В.2.1.12. Технологические обвязки крановых узлов КС, дренажные линии кранов (DN 150 ¸ 1400) продувают сжатым воздухом через свечи.

В.2.1.13. При раздельных гидравлических испытаниях входного, выходного шлейфов и трубопроводной обвязки КС удаление воды из шлейфов производят с помощью пропуска на открытый конец шлейфа пенополиуретановых поршней под давлением сжатого воздуха.

В.2.2. Осушку технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ выполняют путем продувки сухим воздухом через свечи и открытые сечения трубопроводов или с использованием вакуумных систем.

В.2.3. После осушки шлейфы, трубопроводы обвязки и оборудование КС заполняют азотом с концентрацией не ниже 98 %, ТТР минус 20°C до избыточного давления 0,02 МПа.

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

В.3.1. Для осушки полости трубопровода применяют поршни, изготовленные из пенополиуретана, например, по Техническим условиям , имеющего следующие физико-механические свойства:

Кажущаяся плотность - от 35 до 45 кг/м 3 ;

Напряжение сжатия при 40 %-ной деформации - от 2,0 до 3,7 кПа;

Разрушающее напряжение - не менее 80 кПа;

Относительное удлинение в момент разрыва - 140 %;

Эластичность - 30 %.

В.3.2. Необходимое число пенополиуретановых поршней определяют по данным таблицы В.1.

Таблица В.1

Число пенополиуретановых поршней на 1 км длины, необходимое для вытеснения воды до начала осушки участка трубопровода

В.3.3. В качестве контрольного параметра, характеризующего эффективность удаления воды перед началом осушки, принимают удельный показатель , который определяет количество остаточной жидкости в объеме трубопровода и вычисляется по формуле

где - отношение количества остаточной жидкости (в пленке) к объему трубопровода, %;

r воды - плотность воды, г/см 3 ;

D

d ж - количество воды, содержащееся в пленке воды на одном метре длины внутренней поверхности трубопровода, кг/м.

Величина d ж определяется по экспериментальным данным с помощью графика на рисунке В.1. В случае применения труб с внутренним эпоксидным покрытием вводится поправочный коэффициент k = 0,63.

В.3.4. Количество влаги, оставшейся в трубопроводе в виде пленки, после выхода первого сухого поршня вычисляется по формуле

M = L т · d ж, (B .2)

где L т - протяженность участка трубопровода, м.

Рисунок В.1 - Зависимость максимального количества воды в пленке на внутренней поверхности трубопровода длиной один метр от диаметра

В.4. Определение количества влаги в трубопроводе в паровой фазе перед началом осушки.

В.4.1. Количество влаги в трубопроводе в паровой фазе G вл, кг, вычисляют по формуле

где G в - масса воздуха, кг, находящегося в трубопроводе, вычисляемая по формуле

G в = V т · r вт, (В.4)

d n - влагосодержание воздуха, г/кг, определяется по диаграмме на рисунке В.2 или по формуле

P н - давление упругости водяного пара, принимаемое по таблице В.2, мм рт.ст.;

P б - барометрическое давление, мм рт.ст.;

V т - объем трубопровода, м 3 , определяется по формуле

r вт - плотность воздуха при температуре трубопровода и барометрическом давлении, кг/м 3 ;

r в.н - плотность воздуха при нормальных условиях (при температуре 273°C и давлении 760 мм рт.ст.); r в.н = 1,29 кг/м 3 ;

Т в.т - температура воздуха в трубопроводе, K (принимается равной температуре грунта на глубине прокладки трубопровода).

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

В.5.1. Вынос влаги в процессе осушки в конце трубопровода можно разделить на два этапа.

В.5.2. Первый этап - вынос влаги при 100 %-ном насыщении воздуха в трубопроводе. В это время в газопроводе находится значительное количество воды, поверхность испарения велика и поэтому целесообразно осуществлять осушку при максимальной подаче сухого воздуха в трубопровод.

В.5.3. Второй этап - вынос влаги при относительной влажности воздуха менее 100 % (с падением ТТР воздуха, выходящего из трубопровода, ниже температуры грунта). Этот период характеризуется снижением количества воды в трубопроводе, при этом целесообразно уменьшить подачу в него сухого воздуха.

В.5.4. В процессе осушки осуществляется регулярный контроль ТТР и рассчитывается количество вынесенной влаги.

В.5.5. Количество влаги, выносимой в процессе осушки в конце трубопровода в начальной период (при 100 %-ном насыщении воздуха), D нач, кг, вычисляется по формуле

n у - число установок осушки;

t нач - время осушки трубопровода с момента включения установки осушки воздуха до момента начала изменения ТТР более чем на 2°С (класс точности гигрометра), ч;

d нач - влагосодержание воздуха при 100 %-ном насыщении в начальный период осушки (при равенстве ТТР воздуха и температуры грунта на глубине прокладки трубопровода), г/кг;

d уст - влагосодержание воздуха при ТТР на выходе из установки осушки, г/кг.

Весовая производительность установки осушки G B , кг/ч, вычисляется по формуле

G в = Q к.о · r в.а, (В.9)

Q к.о - производительность установки осушки, нм 3 /ч.

Таблица В.2

Соотношение различных единиц влажности

Плотность атмосферного воздуха r в.а, кг/м 3 , вычисляется по формуле

r в.н - плотность воздуха при нормальных условиях (температуре 273 K и давлении 760 мм рт.ст.), r в.н = 1,29 кг/м 3 ;

Период времени, за который произошло снижение ТТР, ч.

Рисунок В.2 - Зависимость влагосодержания воздуха от температуры и давления (при относительной влажности 100 %)

При достижении ТТР на выходе трубопровода значения минус 20°C процесс осушки останавливают на время t ост = 24 ч с целью оценки количества оставшейся воды в трубопроводе и определения времени доосушки. Количество вынесенной влаги до остановки осушки D общ, кг, вычисляют по формуле

Фактическое время до остановки осушки t общ, ч, вычисляют по формуле

Запускают установку осушки и после стабильного выхода воздуха в конце трубопровода замеряют повышение ТТР кон и определяют средний прирост ТТР за время остановки в °C /ч по формуле

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

В.6.1. Зависимость количества остаточной влаги в трубопроводе от скорости изменения ТТР в течение времени выдержки трубопровода после остановки процесса осушки представлена на рисунке В.3.

Рисунок В.3 - Зависимость количества остаточной влаги в трубопроводе от скорости изменения ТТР в течение времени выдержки трубопровода после остановки процесса осушки

В.6.2. Время, необходимое для доосушки трубопровода, t доос, ч, вычисляют по формуле

где L т - длина участка трубопровода, м;

D - внутренний диаметр трубопровода, м;

D пр - внутренний диаметр продувочного трубопровода, м;

P у - конечная упругость паров воды при осушке, соответствующая нормативному значению ТТР в трубопроводе (-20°C ), мм рт.ст.;

Промежуточное значение упругости паров воды, мм рт.ст.;

Определяются по таблице В.2;

М ос - количество остаточной влаги в трубопроводе - определяется по графику на рисунке В.3, кг;

А - коэффициент, зависящий от диаметра трубопровода, - определяется по таблице В.3;

Т в.т - температура в трубопроводе, равная температуре фунта, K ;

r воды - плотность воды, кг/м 3 ;

Среднее значение линейной скорости воздуха в трубопроводе при доосушке, м/с.

Таблица В.3

Значение коэффициента А в зависимости от диаметра газопровода

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

В.7.1. Технологическая эффективность удаления воды и осушки после гидравлических испытаний характеризуется следующими показателями:

Количеством жидкости, остающейся в трубопроводе на каждом этапе выполнения технологического регламента по удалению воды из полости трубопровода;

ТТР по влаге воздуха или азота (при заполнении трубопровода азотом) на выходе из установки осушки или генератора азота.

В.7.2. Критерии качества удаления воды и осушки трубопроводов МГ, технологических трубопроводов и оборудования КС:

Количество неудаляемой жидкости в объеме линейного участка трубопровода после продувки с пропуском поршней перед осушкой от объема трубопровода;

Количество неудаляемой жидкости в объеме технологических трубопроводов и оборудования КС после удаления воды продувкой воздухом (перед осушкой) от объема технологических трубопроводов и оборудования КС.

В.7.3. Фактическое количество вынесенной из трубопровода влаги в процессе осушки , %, вычисляется по формуле

где r воды - плотность воды, кг/м 3 .

Количество влаги, вынесенной за период осушки, D общ, кг, вычисляется по формуле В.13.

Если , то качество работ по удалению воды с пропуском поршней до начала осушки признается удовлетворительным.

В.7.4. Инструментальный контроль процесса осушки осуществляют представители подрядчика и организаций, осуществляющих технический надзор. Оперативная информация о текущих значениях технологических параметров на всех этапах проведения работ заносится в оперативный журнал и удостоверяется подписями подрядчика и представителей организаций, осуществляющих технический надзор.

В.7.5. Критерии качества осушки трубопроводов ЛЧ МГ, технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ, подводных переходов, переходов через железные и автомобильные дороги приведены в таблице В.4.

Таблица В.4

Критерии качества осушки трубопроводов ЛЧ МГ, технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ

В.7.6. Методы и точки контроля параметров осушки.

В.7.6.1. Для контроля процесса осушки участков ЛЧ МГ сухим воздухом проводят измерения ТТР в следующих точках контроля:

Камеры запуска-приема ВТУ;

Внутренняя полость свечей линейных кранов на расстоянии не менее 0,5 м от выходного сечения;

Внутренняя полость трубопровода на расстоянии не менее 10 м от открытого сечения.

В.7.6.2. Для контроля процесса осушки технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ сухим воздухом измерения ТТР выполняют в следующих точках:

Пылеуловитель в месте подключения установки осушки (на расстоянии 0,5 м от фланца смотрового люка);

Донные свечи всасывающего, нагнетательного и пускового контуров, а также контура рециркуляции (на расстоянии 0,5 м от выходного сечения);

Открытые люки-лазы всасывающих трубопроводов на входе в ГПА (на расстоянии 1 м от фланца);

Открытые люки-лазы нагнетательных трубопроводов на выходе из ГПА (на расстоянии 1 м от фланца);

Продувочные свечи секций АВО газа (на расстоянии 0,5 м от выходного сечения);

Продувочные свечи коллекторов топливного, пускового и импульсного газа (на расстоянии 0,5 м от выходного сечения);

Входной и выходной шлейфы КС (на расстоянии не менее 10 м от открытых сечений);

Продувочные свечи технологических трубопроводов ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ (на расстоянии 0,5 м от выходного сечения).

В.7.6.3. В процессе вакуумирования давление контролируют в любой удобной точке технологических трубопроводов КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ с помощью штатного вакуумметра, входящего в комплект вакуумной установки. Заключительное измерение производят при выключенной вакуумной установке.

В.7.6.4. В процессе заполнения участков газопроводов азотом необходимо контролировать концентрацию кислорода на линии выхода азота из мембранной азотной установки по показаниям штатного анализатора кислорода (входящего в комплект азотной установки) и в точках контроля ТТР.

Г.1. Исходные данные к примеру расчета технологических параметров осушки участка трубопровода после гидравлических испытаний.

Приведен пример расчета технологических параметров осушки участка МГ СРТО-Торжок протяженностью L т = 60 км, диаметром D =1420 мм, с толщиной стенки 15,7 мм. После гидравлических испытаний и вытеснения воды поролоновыми поршнями осушка осуществлялась продувкой полости трубопровода сухим воздухом с ТТР минус 35°C при атмосферном давлении на открытое сечение трубопровода. Производительность компрессора установки осушки типа MDU -14000 Q к.о = 14000 нм 3 /ч, температура воздуха в трубопроводе (принимается равной температуре грунта на глубине прокладки трубопровода) Т в.т = 2,9°C (276,05 K ). Измеренная ТТР в конце участка после осушки составила минус 20°C . После остановки осушки трубопровод выдерживался в течение 24 ч. Значение ТТР, измеренное в потоке воздуха после возобновления процесса осушки, составило минус 18,5°C .

Требуется определить:

Количество влаги, находившейся в трубопроводе перед началом осушки;

Число пенополиуретановых поршней, необходимых для вытеснения воды до начала осушки трубопровода;

Количество влаги, выносимой из трубопровода за период между измерениями ТТР, вплоть до достижения ТТР минус 20°C в течение 24 ч;

Количество оставшейся в трубопроводе влаги при достижении ТТР минус 20°C ;

Время осушки трубопровода;

Скорость изменения ТТР за время выдержки перед доосушкой;

Время, необходимое для доосушки до стационарного значения ТТР минус 20°C ;

Суммарное время осушки.

Г.2. Начальные исходные данные:

Протяженность участка трубопровода L т = 60000 м;

Диаметр продуваемого трубопровода D y = 1420 мм;

Толщина стенки d = 15,7 мм;

Производительность компрессора осушки Q к.о = 14000 нм 3 /ч;

Диаметр трубопровода D пр = 1400 мм;

Разность максимальных высотных отметок профиля трассы D Z = 60 м;

Температура воздуха в трубопроводе (равная температуре грунта на глубине прокладки трубопровода) Т в.т = 2,9°C (276,05 K );

Барометрическое давление перед началом осушки Р б = 735 мм рт.ст.;

Число установок на начальном этапе осушки n нач = 2.

Данные по барометрическому давлению и температуре окружающего воздуха во время начального и основного этапов осушки приведены в таблицах Г.1 и Г.2.

Таблица Г.1

Средние значения барометрического давления и температуры окружающего воздуха в течение суток во время начального этапа осушки

Таблица Г.2

Средние значения барометрического давления и температуры окружающего воздуха в течение суток в процессе основного этапа осушки

Г.3. Данные для доосушки:

Температура окружающего воздуха в начале доосушки Т в.а, = 14,0° C ;

Барометрическое давление в начале доосушки P б = 739 мм рт.ст.;

ТТР по результатам замера после выдержки перед доосушкой ТТР ост = минус 18,5° C ;

Количество влаги, оставшейся в трубопроводе перед доосушкой, b = 14 кг/км.

Г.4. Число пенополиуретановых поршней, необходимое для вытеснения воды до начала осушки участка трубопровода, принимается в соответствии с таблицей В.1 - 15 шт.

Г.5. Количество влаги, оставшейся в трубопроводе в виде пленки, после выхода сухого поршня:

F = L т · d ж = 26761 кг,

где d ж - остаточное количество воды в виде пленки, кг на 1 п/м, определяемое по графику на рисунке В.1.

Г.6. Количество влаги в трубопроводе в паровой фазе

Масса воздуха, находящегося в газопроводе:

G в = V т · r вт = 112169 кг.

Барометрическое давление P б = 735 мм рт.ст.

Плотность воздуха при давлении P б и температуре Т в.т:

Плотность воздуха при нормальных условиях (0°C ; 760 мм рт.ст.) r в.н. = 1,29 кг/м 3 .

Объем газопровода V т - 90865 м 3 .

Г.7. Количество влаги, вынесенной в конце трубопровода на начальном этапе осушки (при 100 %-ном насыщении воздуха), до начала снижения ТТР:

где n у - число установок на начальном этапе осушки;

t нач = 72 ч (продолжительность начального этапа осушки).

По графику на рисунке В.2 влагосодержание d нач = 4,59 г/кг; d -35° = 0,2 г/кг; весовая производительность компрессора осушки G в = Q к.о · r в.а.

Г.8. Количество влаги , выносимой в процессе осушки за каждый период между измерениями ТТР (24 ч), до достижения значения ТТР минус 20°C :

Общее количество влаги, удаленной из трубопровода за фактическое время осушки до ТТР минус 20°C , составляет:

Количество влаги, оставшейся в трубопроводе перед доосушкой,

М 1 = F + G вл - D общ = 771 кг.

Продолжительность основного этапа осушки составляет

Время выдержки газопровода перед доосушкой равно 24 ч.

Г.9. Критерий качества удаления воды перед осушкой по формуле (В.15).

Количество остаточной жидкости в пленке в % от объема трубопровода:

Остаточное количество воды в виде пленки d ж = 0,45 кг на метр газопровода; объем участка газопровода V т = 90865 м 3 ; внутренний диаметр газопровода D = 1,389 м.

Строительные нормы и правила СНиП III -42-80*

Магистральные трубопроводы

Ведомственные строительные нормы Миннефтегазстроя СССР ВСН 011-88

Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Очистка полости и испытание

Свод правил РАО «Газпром» СП 111-34-96

Свод правил сооружения магистральных трубопроводов. Очистка полости и испытание газопроводов

Строительные нормы и правила СНиП 2.05.06-85*

Магистральные трубопроводы

Инструкция по технике безопасности при производстве, хранении, транспортировании (перевозке) и использовании одоранта (утверждена ОАО «Газпром» 23 марта 1999 г.)

Ведомственные строительные нормы Миннефтегазстроя СССР ВСН 012-88

Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ. Часть I

Правила техники безопасности при строительстве магистральных стальных трубопроводов (утверждены Миннефтегазстроем СССР 11 августа 1981 г.)

Правила безопасности Госгортехнадзора России ПБ 08-624-03

Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности

Ведомственные строительные нормы Миннефтегазстроя СССР ВСН 014-89

Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Охрана окружающей среды

Технические условия ООО «РИФ «Аметист» ТУ 2254-001-53938077-2001

Пенополиуретан эластичный

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

1. Область применения............................................................................................................................................... 1

3. Термины и определения........................................................................................................................................ 3

4. Сокращения и обозначения.................................................................................................................................. 5

5. Общие положения................................................................................................................................................... 5

6. Способы, методы, типы, этапы и параметры испытаний участков ЛЧ МГ, технологических трубопроводов КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ на прочность и проверка их на герметичность............................................................................. 9

7. Очистка внутренней поверхности труб, полости газопровода и его калибровка, пропуск разделительных и пенополиуретановых поршней по газопроводу, внутритрубная дефектоскопия.............................................................................. 14

8. Предварительные испытания крановых узлов................................................................................................ 17

9. Структура комплексного процесса и порядок проведения очистки полости, испытаний, осушки и заполнения азотом участков ЛЧ МГ в талых, сезонно-мерзлых и многолетнемерзлых грунтах........................................................................ 18

10. Порядок испытаний на прочность, проверки на герметичность технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ........................................................................................................................................................ 24

11. Порядок проведения работ по осушке полости участков ЛЧ МГ, технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ........................................................................................................................................................ 25

12. Порядок испытаний, удаления воды и осушки участков ЛЧ МГ, технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ при капитальном ремонте и реконструкции..................................................................... 27

13. Требования безопасности при очистке полости, испытании, удалении воды, стравливании воздуха, осушке и заполнении азотом участков ЛЧ МГ, технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ 29

14. Мероприятия по охране окружающей среды при проведении работ по очистке полости, испытаниям, удалению воды из участков газопроводов, технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ..... 31

Приложение А (обязательное) Формы представления результатов очистки полости газопроводов, испытаний, удаления воды, осушки и заполнения азотом участков ЛЧ МГ, технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ................................................................................................................................................ 32

Приложение Б (обязательное) Типовые технологические схемы очистки полости, калибровки, ВТД, испытаний, удаления воды, осушки и заполнения азотом участков газопроводов, предварительного испытания крановых узлов 40

Приложение В (обязательное) Методика определения технологических параметров в процессе осушки трубопроводов после испытаний....................................................................................................................................... 45

Приложение Г (справочное) Пример расчета технологических параметров осушки газопровода..... 53

Библиография............................................................................................................................................................. 56