Порядок очистки, гидроиспытаний и внутритрубной диагностики нефтепроводов после завершения строительно-монтажных работ (с изменением 1) (стр. 18 )

10.31  Гидравлическое испытание водой при отрицательной температуре воздуха допускается по специальному ППР на испытание, которое утверждает главный инженер Заказчика. В специальном ППР приводится:

–  теплотехнический расчет параметров испытания;

–  организация обязательного контроля температуры воды в трубопроводе во время испытаний;

–  меры по поддержанию положительной температуры воды в трубопроводе (прокачка воды и (или) ее подогрев);

–  мероприятия по предохранению надземных частей трубопровода, линейной арматуры и приборов от замораживания, утеплению и укрытию узлов подключения наполнительных и опрессовочных агрегатов, камер запуска и приема СОД, сливных патрубков и обвязочных трубопроводов с арматурой;

–  мероприятия по защите от замерзания измерительных приборов, самописцев и узлов присоединений их к трубопроводу;

–  мероприятия по дополнительной обваловке уложенного и засыпанного трубопровода грунтом и (или) снегом;

–  меры по экстренному опорожнению трубопровода при угрозе замерзания воды.

10.32  Гидравлическое испытание незамерзающими жидкостями при отрицательной температуре воздуха допускается по специальному ППР на испытание, которое утверждает главный инженер Заказчика. Требования к составу ППР соответствуют приведенным в п. 10.31 настоящего регламента с учетом температуры замерзания используемой жидкости.

10.33  Посты наблюдения Подрядчика за проводимыми работами располагают в начале и конце испытываемого участка, а также в местах перехода через водные преграды, железные и шоссейные дороги и в других наиболее опасных, с точки зрения повреждения трубопровода, местах. В местах контроля за испытательным давлением и на пункте управления испытаниями в работе участвуют представители Заказчика. Посты наблюдения должны иметь устойчивую связь с пунктом управления испытаниями. На весь период испытаний на постах наблюдения обеспечивается круглосуточное дежурство наблюдателей. В состав каждой дежурной смены входит не менее двух наблюдателей. Наблюдатели должны быть обеспечены средствами передвижения (вездеходы, автомобили высокой проходимости и т. п.) и средствами связи.

Рабочее давление Рраб определяют по проектной эпюре максимального рабочего давления на данном участке, используемой для раскладки труб.

10.34  В ППР на гидравлические испытания должны быть представлены расчет и схема расстановки вантузов для выпуска воздуха при наполнении трубопровода водой и расчет диаметров временных вантузов. Временные вантузы после завершения испытаний удаляются.

10.35  Параметры гидравлических испытаний вновь построенных участков магистральных нефтепроводов/нефтепродуктопроводов в зависимости от категорийности участков приведены в приложении Ф настоящего регламента.

10.36  Гидравлические испытания технологических трубопроводов проводятся после полной засыпки, крепления на опорах, установки арматуры, предусмотренной проектом, в следующем порядке:

–  на прочность в течение 24 часов на давление Рисп по участкам, определяемое проектом;

–  на герметичность не менее 12 часов на давление Рраб.;

–  испытания проводить при открытых на 30-50 % технологических задвижках, вантузах, манометрических вентилях и другой защитной арматуре, при этом на них должны быть установлены заглушки на соответствующее давление;

–  испытание технологических трубопроводов при отрицательных температурах должны проводиться с применением незамерзающей жидкости.

Подкачки в трубопровод при проведении испытаний технологических трубопроводов запрещены.

10.37  При испытаниях трубопровода Подрядчик совместно с Заказчиком контролирует:

–  давления в испытываемом нефтепроводе/нефтепродуктпроводе поверенными манометрами класса точности не ниже 1,0 с пределом шкалы на давление 4/3 от испытательного;

–  режима испытаний с помощью самопишущего манометра давления;

–  времени выдержки под испытательным давлением по часам.

В процессе подъема давления, выдержки нефтепровода/нефтепродуктопровода под испытательным давлением и снижения давления наблюдатели ведут постоянное наблюдение вне охранной зоны за показаниями приборов контроля давления воды. Величины давления фиксируются на диаграммах в непрерывном режиме и в рабочих журналах наблюдений (приложение Х настоящего регламента). При давлении в нижней точке трубопровода выше рабочего производят непрерывный контроль за показаниями манометров и их регистрацию не реже одного раза в 15 мин. Применяемые самопишущие манометры должны обеспечивать бесперебойную запись показаний в течение всего периода испытаний и сохранять запись всего периода испытаний. Результаты регистрации значений давлений гидроиспытаний самопишущими приборами (диаграмма) должны быть приложены в виде твердой копии (на бумажном носителе) к акту гидроиспытаний и включены в исполнительную документацию нефтепровода/нефтепродуктопровода. Для контроля за давлением должны быть установлены самопишущие и показывающие манометры. Показывающие манометры должны быть класса точности не ниже 1 с пределом шкалы на давление 4/3 от испытательного. Для работы самопишущие манометры должны быть обеспечены источником питания 220 В. Манометры устанавливаются с выносом на расстояние не менее 5 метров от испытываемого трубопровода. Запрещается установка манометров в траншеи и напротив сферических заглушек. Применяемые самопишущие манометры должны обеспечивать бесперебойную запись показаний в течение всего периода испытаний и сохранять запись всего периода испытаний.

10.38  Испытания трубопровода должны быть прерваны и давление снижено до статического давления на данном участке нефтепровода в случаях:

-  падения давления на испытываемом участке на 0,1 МПа и более;

-  обнаружения выхода воды на трубопроводе;

-  возникновения непредвиденных обстоятельств, при которых продолжение испытаний может привести к аварии или опасной ситуации.

10.39  Распоряжение о прекращении или перерыве в испытаниях отдает руководитель испытаний. Причины прекращения испытаний фиксируются в рабочем журнале испытаний.

10.40  После снижения давления до уровня статического на участке наблюдатели по распоряжению руководителя испытаний проводят осмотр закрепленного за ними участка трубопровода. Место повреждения определяется визуально по выходу воды из трубопровода (допускается применение подкрашиваемой воды с использованием экологически чистых красителей), акустическим методом (по звуку утечки) и по падению давления на участке.

10.41  При обнаружении порыва трубопровода с выходом воды наблюдатели Подрядчика должны немедленно доложить руководителю испытаний о повреждении, точном месте нахождения его и возможных последствиях. Дефектный участок отключается путем закрытия близлежащих задвижек, выставляются предупредительные знаки и принимаются меры по предотвращению допуска в охранную зону людей, животных, транспорта.

10.42  Выявленные при испытаниях дефекты и повреждения и их последствия устраняются Подрядчиком заменой дефектного участка. После восстановления нефтепровода/нефтепродуктопровода испытания на прочность повторяются.

10.43  Данные о характере выявленных дефектов и повреждений трубопровода, а также работы по их устранению фиксируются в акте устранения дефекта по форме В.8 приложения В настоящего регламента. При обнаружении поставленных бракованных материалов или оборудования на объект привлекается поставщик этих материалов и оборудования.

10.44  Участок нефтепровода/нефтепродуктопровода считается выдержавшим испытание на прочность, если в течение времени выдержки под испытательным давлением не произошло изменение давления или разрушение трубопровода.

10.45  Проверку на герметичность проводят в течение времени, необходимого для осмотра нефтепровода/нефтепродуктопровода и выявления утечек, но не менее 12 часов (кроме ППМН).

10.46  При испытании на герметичность должен быть проведен осмотр трассы нефтепровода/нефтепродуктопровода и установленного оборудования - вантузов, задвижек, отборов давления. Утечки воды, отпотины, деформации не допускаются. В случае обнаружения утечки в процессе проверки на герметичность необходимо устранить неисправность в соответствии с 10.42 настоящего регламента и повторить проверку на герметичность.

10.47  По окончании гидравлических испытаний представители Подрядчика, Заказчика и Органа строительного контроля оценивают результаты испытаний на основании материалов испытаний (рабочего журнала, рабочих журналов наблюдателей и других документов, составленных в период подготовки и проведения испытаний) и в течение 1 суток составляют акт гидравлического испытания на прочность и проверки на герметичность по форме В.9 приложения В настоящего регламента. Результаты испытаний трубопровода признаются удовлетворительными, если во время испытаний не произошло разрывов, видимых деформаций, падения давления, а в основном металле, сварных швах, корпусах арматуры, разъемных соединениях и в местах приварки патрубков не обнаружено течи и отпотин.

К акту прилагаются:

–  график режима испытаний участка с фактическими данными об условиях и параметрах испытаний;

–  диаграммы с записью в непрерывном режиме давления при испытаниях и соответствующие выписки из журналов наблюдений;

–  акты на устранение выявленных дефектов и повреждений;

–  перечень запорной арматуры с указанием положения каждой задвижки во время испытания на прочность и герметичность.

В каждом акте испытаний должны быть отражены сроки испытаний (начало и окончание) и в заключении указаны основные результаты испытаний.

10.48  Персонал Заказчика по окончании испытаний участка трубопровода открывает задвижки полностью.

10.49  К акту испытаний нефтепровода/нефтепродуктопровода также прилагаются:

–  приказ о проведении испытаний;

–  технологическая схема испытаний с фактическими данными об условиях и параметрах испытаний;

–  протоколы о внесении изменений и дополнений в ППР очистки полости, профилеметрии и испытания нефтепровода/нефтепродуктопровода;

–  сведения (справка) о затратах на организацию и проведение испытаний, а также на ликвидацию повреждений и их последствий.