Обзор способов капитального ремонта
магистральных трубопроводов
Газотранспортная система, протяженность которой около 160 тыс. км, занимает особое место в решении стратегических задач ОАО «Газпром». Это связано с надежностью и безопасностью газотранспортной системы, эксплуатируемой в различных природно-климатических условиях Российской Федерации.
Принципиальная схема обеспечения эксплуатационной надежности и безопасности линейной части магистральных газопроводов приведена на рисунке 1.1. Схема в целом передает комплекс мероприятий, которые находятся во взаимосвязи и взаимозависимости; своевременное и качественное их выполнение позволяет продлить гарантированный срок службы ЛЧ МГ [85].
Определение технического состояния газопровода осуществляется на базе технического диагностирования [52, 70]. Для контроля технического состояния ЛЧ МГ применяются следующие основные виды диагностирования:
– внутритрубное диагностирование, предназначенное для обнаружения дефектов в теле трубы и в сварных соединениях, контроля геометрии трубы и геодезического позиционирования [30, 70, 75];
– наземные обследования с применением транспортных средств, экскавации газопроводов (шурфования), пешие обходы, специальные обследования [65];
– обследование газопроводов с применением летательных и космических аппаратов, в том числе спутниковых систем [65];
– обследование газопроводов с приложением контрольных нагрузок;
– другие виды обследований.
В качестве основных методов неразрушающего контроля используются:
– акустические;
– магнитные;
– оптические;
Рисунок 1.1 Принципиальная схема эксплуатационной надежности и безопасности ЛЧ МГ
– электромагнитные;
– электрометрические;
– радиографические;
– тензометрические;
– аэрокосмические;
– геодезические (геодезическое позиционирование);
– другие методы неразрушающего контроля.
Основным методом диагностики трубопроводов в настоящее время является внутритрубная диагностика (ВТД), которая позволяет определять основные типы дефектов. Высокая чувствительность этого метода диагностики позволяет с достаточно высокой степенью точности определить техническое состояние трубопровода и на этом основании назначать способы ремонта, его сроки.
Значительный вклад в разработку и развитие технологии капитального ремонта линейной части, а также расчетов его напряженно-деформированного состояния внесли отечественные ученые: Азметов Х.А., Айнбиндер А.Б., Аскаров Р.М., Березин В.Л., Бородавкин П.П., Быков Л.И., Велиюлин И.И., Галиуллин З.Т., Гумеров А.Г., Гумеров Р.С., Гумеров К.М., Зарипов Р.М., Коробков Г.Е., Митрохин М.Ю., Мустафин Ф.М., Ращепкин К.Е.,
Халлыев Н.Х., Харионовский В.В., Шаммазов А.М. и др. [1 3, 6 10, 12, 14, 15, 17, 20 26, 34 37, 45 51, 84 89].
Решение о необходимости ремонта ЛЧ МГ принимается на основании анализа и оценки технического состояния газопровода, учитывающей:
– результаты осмотров и диагностических обследований;
– отказы за период эксплуатации участка газопровода и т.п.
Ремонтные работы выполняются:
– с выводом участка газопровода из работы (с отключением участка от действующего МГ);
– с понижением, при необходимости, давлений до значений в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-116-2007 [64].
Согласно ГОСТ 18332-78 для подземных трубопроводов предусмотрены следующие виды капитального ремонта:
– с заменой изоляционного покрытия;
– с заменой изоляционного покрытия и восстановлением стенки трубы;
– с заменой участка (труб).
1.1. Основные причины необходимости капитального ремонта трубопроводов
Средний срок службы эксплуатируемых в настоящее время магистральных газопроводов более 30 лет. Технические и технологические условия их строительства и эксплуатации требуют особого внимания и повышения эксплуатационной надежности и безопасности ЛЧ МГ. Кроме того, подземные трубопроводы подвержены воздействию как внутреннего фактора со стороны транспортируемого продукта, так и интенсивному воздействию внешних факторов, что в итоге приводит к старению и износу металла труб, их изоляционного покрытия и других составляющих [85].
Отказы на магистральных газопроводах со значительным сроком эксплуатации в основном связаны с коррозией металла труб по причине выхода из строя изоляционных покрытий, выполненных при строительстве с применением пленок холодного нанесения и битумно-резиновых мастик. Опыт эксплуатации магистральных газопроводов показывает, что указанные покрытия через 10 лет эксплуатации теряют свои защитные свойства и требуют замены [4, 59, 61, 63, 73, 85].
Основные причины отказов на газопроводах приведены на рисунке 1.2. Из приведенных данных следует, что около половины всех отказов происходит из-за наружной коррозии; большая часть из этой категории в последние годы – по причине коррозионного разрушения труб под напряжением (КРН) [5, 17, 29, 85, 98 – 100]. В особенности КРН подвержены газопроводы больших диаметров (1020, 1220 и 1420 мм) [31, 57].
Рисунок 1.2 Основные причины отказов на газопроводе
Обеспечение надежности ЛЧ МГ проводится системой мероприятий, включающей:
– эксплуатацию по техническому состоянию;
– капитальный ремонт протяженных участков.
Эксплуатация по техническому состоянию основана на данных диагностики, когда по ее результатам устраняются потенциально опасные дефекты [74].
Капитальный ремонт обеспечивает надежность значительного по протяженности участка трубопровода, например участка газопровода между кранами.
Системные мероприятия по сокращению количества отказов на ЛЧ МГ приведены на рисунке 1.3 [85].
Из рисунка 1.3 видно, что в масштабах ОАО «Газпром» обеспечение объемов диагностики ВТД порядка 16…20 тыс. км/год, а главное увеличение, начиная с 2001 года, объемов капитального ремонта с 500 до 3000 км/год позволило достигнуть приемлемого, общемирового уровня надежности. Число отказов ЛЧ МГ 0,1 год/1000 км.
1 – объемы капитального ремонта, км;
2 – объемы дефектоскопии, тыс. км;
3 – динамика, общее количество аварий в год/1000 км
Рисунок 1.3 Система мероприятий по сокращению количества отказов
на ЛЧ МГ
Основными мероприятиями для поддержания надежного и безопасного состояния ЛЧ МГ являются:
– соблюдение правил и требований технической эксплуатации [65];
– своевременное проведение комплексной технической диагностики [66 69];
– своевременное проведение профилактических мероприятий;
– своевременное проведение капитального ремонта [53].
Таким образом, техническое состояние ЛЧ МГ определяется по данным диагностических обследований [29, 30]. При этом наиболее потенциально опасные дефекты устраняются профилактическими мероприятиями (идентификацией, выявленных дефектов в шурфах) [60], а надежность участка в целом (например участка между кранами) поддерживается и повышается за счет проведения капитального ремонта.
В ОАО «Газпром» надежность ЛЧ МГ обеспечивается комплексом мероприятий, важнейшим из которых является капитальный ремонт. Широко применяемая в настоящее время масштабная переизоляция магистральных газопроводов является совершенно необходимой мерой по обеспечению надежности и продлению срока службы Единой системы газоснабжения (ЕСГ). Общеизвестно, что эта необходимость обусловлена низким качеством сооружения газопроводов в прошлом веке, в частности применением в
1970-80-ых гг. защитных покрытий на основе липких лент трассового нанесения, когда ежегодно вводилось по несколько тысяч километров газопроводов [59]. К настоящему времени эти покрытия полностью утратили свои защитные функции.
|
