Гидроиспытания трубопроводов. продувка и очистка полости трубопроводов.
ЛИНЕЙНАЯ ЧАСТЬ ГАЗОПРОВОДА
Состав ЛЧ, общие понятия о конструкции
Линейная часть — основная составляющая и самая дорогостоящая (до 75 % от общей стоимости системы) часть магистрального трубопровода, она представляет собой непрерывную нить, сваренную из отдельных труб и уложенную тем или иным способом в зависимости от особенностей ее эксплуатации и природно-климатических условий местности.
К линейной части относятся лупинги и отводы от основной магистрали, отключающая и запорная арматура, переходы через естественные и искусственные препятствия, узлы запуска и приема очистных устройств, компенсаторы и конденсатосборники. Как правило, в состав линейных сооружений включают систему электрохимической защиты газопровода от коррозии и вдольтрассовые дороги. Нарушение герметичности газопровода и его аварийные разрывы сопровождаются, как правило, взрывами и пожаром. В связи с этим согласно СНиП 2.05.06-85 установлены минимальные допустимые расстояния от оси газопровода до населенных пунктов, промышленных предприятий и отдельных зданий и сооружений. Ширина охранной зоны зависит от диаметра газопровода и его класса. Так, для газопроводов диаметром 1020—1420мм расстояние до городов и населенных пунктов, отдельных промышленных предприятий, зданий в три этажа и более, железнодорожных станций и аэропортов должно быть не менее 350 м при подземкой и 700 м при наземной и надземной прокладке, до железных и автомобильных дорог при подземной укладке — 200 м и при наземной и надземной — 300 м. до мостов и территория КС при подземной укладке — 250 м и при наземной и надземной — 375 м, до отдельно стоящих небольших зданий — 200 м, до территории ГРС при подземной укладке —175 м, при наземной и надземной — 250 м
Таблица 3-1
Минимальное расстояние между параллельными нитками газопровода (м)
| Способ прокладки параллельных ниток газопровода | На открытой местности или при наличии между нитками лесной полосы шириной менее 10 м | При наличии между нитками лесной полосы шириной свыше 10 м | |||||
| условный диаметр газопровода, мм | |||||||
| первая нитка | вторая | до 700 | свыше 700 до1000 | свыше 1000 до1400 | до | свыше 700 до1000 | свыше 1000 до1400 |
| Наземная | Наземная | ||||||
| Наземная | Подземная | ||||||
| Надземная | Подземная | ||||||
| Надземная | Надземная | ||||||
| Надземная | Наземная |
Примечания. 1. Если при подземной прокладке параллельных ниток газопровода протяженность отдельных надземных или наземных участковне превышает 100 м (переходы через овраги, небольшие реки и др.), минимальные расстояния между нитками на этих участках должны быть не менее 25 м, либо при отнесении этих участков ко II категории, такими же, как н при подземной прокладке.
2. При параллельной прокладке газопроводов разных диаметров расстояние между ними следует принимать по значению, указанному для газопровода большего диаметра.
По территории городов, промышленных предприятий. аэродромов, морских и речных портов, железнодорожных станций прокладка магистральных газопроводов в одном тоннеле с автомобильными и железными дорогами, электрическими и телефонными кабелями и другими трубопроводами, как правило, не допускается. Расстояния между параллельными нитками газопроводов и между осями газопроводов и параллельно прокладываемых коммуникаций указаны в табл. 3-1 и 3-2.
Таблица 3-2
Расстояние между осями проектируемого и действующего магистральных трубопроводов (м)
| Диаметр проектируемого МГ, мм | На землях не с/х назначения | На землях с/х назначения |
| До 400 включительно | ||
| Свыше 400 до 700 включительно | ||
| » 700 до 1000 | ||
| » 1000 до 1200 | ||
| » 1200 до 1400 |
На период строительства для ведения работ по сооружению газопровода вдоль него согласно строительным нормам отводят полосу отчуждения. Ширина полосы отчуждения зависит от диаметра газопровода (табл. 3-3).
Линейную часть магистральных газопроводов укладывают подземным, наземным и надземным способами.
Подземная укладка (рис. 3-1) наиболее широко применяемый «классический» способ: трубопровод укладывают в траншею на заданную глубину (обычно не менее чем на 0.8 м от поверхности земли до верхней образующей трубы). Высоту засыпки трубопровода определяют согласно строительным нормам и правилам или техническим условиям с учетом обеспечения упругого радиуса изгиба трубы для конкретного рельефа местности, теплотехнических требований, необходимости использования минерального грунта для балластировки или удержания труб от всплытия на обводненных участках. Для балластировки труб используются также армобетонные грузы, чугунные грузы и анкерные устройства.
Таблица 3-3
Ширина полосы отвода земель для одного подземного газопровода (м)
| диаметр газопровода, мм | На землях с/х назначения | На землях с/х назначения |
| До 426 включительно ......... | ||
| Более 426 до 720 включительно | ||
| » 720 до 1020 » ...... | ||
| » 1020 до 1220 » ...... | ||
| « 1220 до 1420 » ...... |
Подземная прокладка наиболее экономична. не вызывает особых трудностей, даст возможность более полноценно использовать охранную полосу земли в ельскохозяйственном отношении. Вместе с тем на многолетнемерзлых грунтах III и IV категорий по просадочности, на участках горных выработок со значительными смещениями грунта, в районах активных - оползней и в ряде других случаев при сложных природно-геологических условиях эта прокладка неприемлема
Рис. 3-1. Схема подземной укладки трубопровода с
анкерным креплением1 — трубопровод. 2 — хомут анкерного устройства; 3 -завинчиваемые в грунт анкеры.
Наземная укладка характеризуется тем, что нижняя образующая трубы имеет отметку на уровне дневной поверхности грунта, выше нес (на грунтовой подушке) или несколько ниже. Последний случай часто называют полузаглубленной или полуподземной укладкой.
При этих способах укладки трубопровод обваловывают привозным или местным грунтом. Наземная и полуподземная укладки получили распространение при строительстве трубопроводов в сильно обводненных и заболоченных районах. Преимущество этих способов в том, что они позволяют избежать дорогостоящей балластировки труб и ограничивают влияние трубопровода на грунт в условиях многолетней мерзлоты. Однако область применения наземной укладки, как и полуподземной, ограничена, так как для сооружения насыпи для газопроводов диаметром 1020—1420 мм требуются десятки кубометров грунта на погонный метр их длины. Чтобы использовать привозной грунт, необходимо наличие близлежащих карьеров и большое количество транспорта.
Рис. 3-2. Схема наземной укладки трубопровода в насыпи:
А — с использованием местного грунта; б — с использованием привозного грунта; в — полузаглубленная; 1 —труба; 2— насыпь; 3—резерв;4 — резервный грунт для подсыпки насыпи
Использование же грунта, откапываемого вдоль газопровода, не всегда возможно по геологическим соображениям и, как правило, нарушает естественное состояние поверхности земли, естественный водосток, создает препятствие для перемещения транспорта. В густонаселенных районах и на сельскохозяйственных угодьях применять эти способы укладки газопроводов нецелесообразно.
Надземная укладка - это сооружение трубопровода над землей на свайных или других опорах. Ее применяют в тех случаях, когда по технико-экономическим соображениям исключаются описанные выше способы. Надземная укладка наиболее целесообразна в районах неустойчивой многолетней мерзлоты (III и IV категории по просадочности), так как при этом полностью исключается взаимодействие трубопровода с грунтами основания, в горных районах, на сложных переходах через естественные и искусственные препятствия
Надземная укладка трубопровода — сложный процесс строительства, особенно для газопроводов диаметром 1020 мм и выше. Здесь надо учитывать значительные температурные деформации трубопроводов и предусматривать сложные компенсационные устройства. При большой протяженности надземного трубопровода необходимо сооружать переезды для транспорта.
Основными требованиями, предъявляемыми к линейной части магистрального газопровода, являются прочность и надежность в эксплуатации,
По запасу прочности, условиям испытаний, защите от коррозии и контролю качества сварных швов магистральные трубопроводы и их участки подразделяются на пять категорий.
Трубопроводы для природного газа диаметром до 1200 мм при всех видах укладки относятся к IV категории; трубопроводы диаметром 1200 мм и более при всех видах прокладки—к III категории.
Отдельной таблицей СНиП 2.05.06-85 определяются и категории участковгазопроводов в зависимости от способов их прокладки.
К I категории относятся участки газопроводов, прокладываемые в туннелях, на пересечениях селевых потоков и конусов выноса в горных условиях, подземные переходы через железные дороги всех категорий и автомобильные дороги I и II категорий, надземные переходы через все железные и автомобильные дороги, надводные переходы через все судоходные водные преграды и каналы. все подводные переходы через реки и каналы с зеркалом воды в межень 25 м и более.
Ко II категории относятся газопроводы, прокладываемые в болотах с неустойчивыми грунтами II и III типов, участки, прокладываемые на периодически заливаемых поймах водных преград в одну нитку, примыкающие к переходам через железные и автомобильные дороги I и II категорий, а также к компрессорным станциям, участки на пересечениях с другими трубопроводами, подземные переходы через шоссейные дороги III и IV категорий.
К III категории относятся участки газопроводов, прокладываемые в болотах I типа, наземные переходы через болота I и II типа и несудоходные водные преграды, подземные переходы через автомобильные дороги V категории, участки, примыкающие к переходам через все железные и автомобильные дороги III, IV и V категорий.
К IV категорииотносится основная линейная часть газопроводов, прокладываемая подземным и наземным способом, исключая переходы через естественные и искусственные преграды, подземные и надземные переходы через несложные препятствия, участки, прокладываемые в земляных насыпях.
Запорные устройства размещают на линейной части на расстоянии, опреднляемом расчетом, но не реже чем через каждые 30 км. Кроме того запорная арматура предусматривается: на обоих берегах водных двухниточных переходов, в начале всех отводов от магистрального газопровода, по обеим сторонам автомобильных мостов, при прокладке по нему газопровода, на участках, примыкающих к компрессорным станциям, на расстоянии 500—700 м от границ их территорий, на свечах для сброса газа.
В качестве запорной арматуры применяют краны, задвижки и вентили. На рис. 3-4 показана схема установки отключающего крана. Линейные отключающие узлы размещают, как правило, в водонепроницаемых колодцах, а па поверхности ограждают металлической сеткой.
Рис. 3-4. Схема установки линейного отключающего крана;
а – со свечой на газопроводе; б - с обводной линией и свечой, отнесенной в сторону. 1 — газопровод; 2— свеча; 3 -- кран на свече; 4 — основной отключающий кран на газопроводе. 5—кран на обводной линии
По роду управления краны делят на ручные, с пневматическим приводом и с пневмогидравлическим приводом. дублируемым ручным приводом. По конструкции краны подразделяют на простые поворотные с выдвижной пробкой и краны с принудительной смазкой, по способу присоединения к трубопроводу — на фланцевые, муфтовые и с концами под приварку.
Наибольшее применение на магистральных газопроводах получили шаровые равнопроходные краны со сферическим затвором и пневмогидроприводом. Начиная с Dу=1000 мм изготавливают два типа этих кранов - для колодезной и бесколодезной установки.
Задвижки ставят на газопроводах Dу=50—600 мм на давление до 64 кгс/см2. На подземных участках газопровода для установки задвижек и их обслуживания строят специальные колодцы. Привод для задвижек используют ручной, гидравлический или электрический.
Вентили как запорную арматуру на магистральных газопроводах применяют на контрольно-измерительных приборах, конденсатосборниках, узлах запорных устройств, редуцирующих установках и др. Так как они обладают большим гидравлическим сопротивлением (в несколько раз выше, чем у задвижек), их изготовляют лишь для трубопроводов диаметром до 200 мм.
На магистральных газопроводах для сбора и удаления выпадающих из газа различных жидких примесей (газового конденсата, воды, масла и пр.) устанавливают конденсатосборники (рис. 3-5). Их монтируют главным образом после КС и в наиболее пониженных местах, а также в головной части газопровода, где наблюдается выпадание основной массы конденсата.
В настоящее время конденсатосборники оборудуются устройствами для автоматическою удаления конденсата. При небольших количествах конденсата для его удаления ставят дренажные устройства типа продувочных патрубков.
Для очистки полости трубы от накапливающихся осадков и пробок в период эксплуатации применяют специальные устройства — различного вида и конструкции «ерши» и поршни. Запуск и прием этих устройств в действующий газопровод производят через специальные узлы приема и запуска очистных устройств, которые представляют собой отводы от магистрали.
Защиту газопроводов от коррозии осуществляют при любом способе их укладки и на всем протяжении. Различают пассивную и активную защиту от коррозии. Пассивная — применение различных способов изоляции трубопровода, активная — использование электрохимической защиты.
Вид, тип, конструкция и материал изоляционных покрытий определяют в зависимости от способа укладки газопровода, его диаметра, температурного режима эксплуатации, грунтово-гидрогеологических условий, наличия блуждающих токов и др.
В настоящее время для изоляции надземных участков газопроводов применяют покрытия из полимерных материалов, нанесенных в заводских условиях, липких полимерных лент, лакокрасочные смеси и жировые смазки.
Для сохранения подземных трубопроводов используют битумно-резиновые покрытия и полимерные изоляционные материалы. По типам изоляционные покрытия подразделяют на нормальные и усиленные. Нормальная битумно-резиновая изоляция представляет собой битумную грунтовку, слой битумно-резиновой мастики толщиной 4 мм и один слой стеклохолста. Если используют полимерную ленту, грунтовку и изоляционную ленту наносят в один слой. Участки усиленной изоляции требуют увеличения слоя битумно-резиновой мастики до 6 мм или двойного слоя полимерной пленки.
Электрохимическую защиту применяют практически по всей длине газопровода, но способ ее зависит от коррозийной активности грунтов, наличия источников тока и других условий.
Катодная защита охватывает обычно большую часть газопровода и основана на том. что трубопровод превращается в проводник электрического тока путем подключения к нему источника постоянного тока, имеющего более отрицательный потенциал, чем металл трубопровода. Этим устраняется вынос ионов и прекращается разрушение молекул металла труб.
В комплекс катодной установки входят: катодная станция, анодное заземление, токоподводящие линии и катодные выводы на трубопроводе. Катодные станции представляют собой металлический шкаф, в котором находятся понижающий трансформатор, выпрямители тока, регуляторы напряжения и контрольно- измерительные приборы. Станции катодной защиты для одной нитки имеют мощность от 150 до 1200 Вт. Монтируют станции обычно на опорах в 50—60 м от трубопровода. Расстояние между катодными установками по трассе колеблется от 10 до 30 км.
Протекторную защиту применяют на участках трубопроводов, значительно удаленных от постоянных источников тока. При этом источниками тока с отрицательным потенциалом служат протекторы — цилиндры из алюминиевого сплава диаметром до 200 мм, массой 6—10 кг.
Они являются гальваническими элементами, поддерживающими защитный потенциал трубопровода выше естественного, для прекращения его коррозийного разрушения. Протекторы обычно размещают группами в шурфах на расстоянии 5—6 м от трубопровода и подсоединяют к последнему проводом.
Дренажная электрозащита предназначается для перехвата и отвода от трубопровода блуждающих токов к их источникам — рельсам электрифицированных дорог или сборным шинам кабелей тяговых подстанций. В практике чаще всего используют поляризованные дренажные установки УПДУ-57. Надежная сохранность трубопровода от коррозии определяется рациональным сочетанием изоляции и средств электрохимической защиты.
Для фиксации положения газопровода на местности вдоль линейной части его устанавливают железобетонные опознавательные километровые столбы на расстоянии 1 км один от другого.
Гидроиспытания трубопроводов. Продувка и очистка полости трубопроводов.
Оборудование и материалы.
Испытание на прочность и проверка на герметичность перед сдачей газопроводов в эксплуатацию занимает особо важное место в обеспечении надежности. Это позволяет определить запас прочности по отношению к рабочим нагрузкам, выявить и устранить в газопроводе дефектные элементы, чтобы тем самым обеспечить надежную работу газопровода на расчетных режимах.
Работы по очистке полости и испытанию газопроводов системы Ямал-Европа должны производиться по технологии нового технического уровня, включающей:
• защиту полости газопроводов от загрязнения на всех этапах сооружения газопровода;
• предварительную очистку полости протягиванием механических
очистных устройств в процессе производства сварочно-монтажных работ;
• очистку полости газопровода и сбор загрязнений в конце очищаемого участка;
• предварительное испытание крановых узлов запорной арматуры
до их монтажа в нитку газопровода;
• контроль проходного сечения газопровода (выявление вмятин,
гофр овальностей и др.) поршнем-калибром;
• испытание газопровода на прочность давлением, создающим напряжения в металле трубы до минимального нормативного предела текучести, и проверку на герметичность;
• обеспечение экологической безопасности при производстве работ;
• осушку полости газопровода;
• проверку газопровода внутритрубными диагностическими устройствами.
Цель очистки полости магистрального газопровода заключается в следующем:
• удалить случайно попавшие при строительстве внутрь газопроводов грунт, воду и различные предметы, а также поверхностный рыхлый слой продуктов коррозии и окалины путем протягивания механического очистного устройства в процессе производства сварочно-монтажных работ и пропуска поршня в процессе продувки или промывки;
• улучшить пропускную способность и обнаружить грубые нарушения целостности газопровода путем пропуска поршня;
• достигнуть хорошего качества очистки и осушки полости, обеспечивающего заполнение газопроводов транспортируемым газом без его загрязнения и увлажнения.
Испытание на прочность и проверку на герметичность участков системы газопроводов, сооружаемых в различных условиях, рекомендуется проводить следующими способами:
• участки газопровода, прокладываемые в вечной мерзлоте, - пневматическим способом (воздухом, природным газом);
• участки газопровода, прокладываемые в нормальных грунтовыx и погодных условиях - гидравлическим способом (водой) при положительных температурах. Допускается проведение гидравлического испытания при отрицательных температурах наружного воздуха и грунта на уровне заложения газопровода с принятием мер, исключающих замерзание воды;
• участки газопровода, прокладываемые в горных условиях — комбинированным способом (воздухом или природным газом и водой).
Учитывая сложность, повышенную стоимость и лимит времени на гидравлическое испытание магистральных газопроводов при отрицательных температурах, сложность, повышенную опасность пневматических испытании, затрудняющих производство строительно-монтажных работ в энергетических коридорах, при разработке в составе проектов организации строительства (ПОС) и проектов производства работ (ППР) графиков организации строительства следует планировать проведение испытаний, как правило, во II и III кварталах года.
С целью повышения надежности системы газопроводов также рекомендуется:
• устанавливать максимально допустимое испытательное давление для линейной части газопровода не более величины, вызывающей напряжения в металле трубы до минимального нормативного предела текучести металла с учетом минусового допуска на толщину стенки;
• производить испытание переходов газопроводов категории В через железные и автомобильные дорога и примыкающие к ним участки трубопроводов категории I в три этапа;
• использовать методы проверки на герметичность, основанные не только на измерении параметров напорной среды в трубопроводе, но и дополнительно на непосредственном нахождении места утечки. При этом предполагается широкое использование технических средств для определения утечек в газопроводе, что позволит исключить потери транспортируемого продукта в действующем газопроводе.
Изучение статистики аварий на газопроводах показывает, что их значительное число имеет место в первые годы эксплуатации. Это связано, прежде всего с наибольшей вероятностью именно в начале эксплуатации изменения пространственного положения трубопровода, схемы его нагружения и напряженно-деформированного состояния, достигающего в отдельных случаях предельных значений. Кроме того, такая ситуация возникает из-за известного несовершенства методики испытания трубопроводов и контроля качества производства строительно-монтажных и специальных работ.
Магистральныс трубопрводы - одно из немногих сооружений, которые испытываются без полного воспроизведения эксплуатационных нагрузок (температурных, динамических, возможного изменения схемы нагружения и т.д.)Поэтому весьма желательно после проведения испытаний в первый период эксплуатации провести на наиболее ответственных участках внутритрубную диагностику с тем, чтобыповысить гарантию работоспособности сооружения и создать базу для последующих наблюдений за развитием дефектов, изменением физического состояния трубопровода.