image
energas.ru

Газовая промышленность № 10 2017

Ремонт и диагностика

01.10.2017 11:00 ИННОВАЦИОННЫЙ СПОСОБ ПОДДЕРЖАНИЯ ДЛИТЕЛЬНОГО ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО СОСТОЯНИЯ МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА И ГАЗОПРОВОДОВ-ОТВОДОВ ИЗ НИЗКОЛЕГИРОВАННЫХ СТАЛЕЙ ВПЛОТЬ ДО ИХ ВЫВОДА ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ
В статье представлен анализ работ по техническому диагностированию и экспертизе промышленной безопасности (ЭПБ) отдельных газопроводов – газопроводов-отводов (ГО) – со сроками эксплуатации более 30 лет, не приспособленных к проведению внутритрубной дефектоскопии (ВТД). В рамках предлагаемого подхода авторы применяют двухэтапную ЭПБ, включающую вырезку труб, восстановление противокоррозионной защиты (ПКЗ) и проведение стендовых и металлографических испытаний, на основе чего устанавливается срок дальнейшей эксплуатации обследованного участка газопровода.
Ключевые слова: МАГИСТРАЛЬНЫЙ ГАЗОПРОВОД, ГАЗОПРОВОД-ОТВОД, УПРАВЛЕНИЕ ТЕХНИЧЕСКИМ СОСТОЯНИЕМ, ИННОВАЦИОННЫЙ СПОСОБ ПОДДЕРЖАНИЯ ТЕХСОСТОЯНИЯ, СРОК БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ, ГАЗОПРОВОД С ДЛИТЕЛЬНЫМ СРОКОМ ЭКСПЛУАТАЦИИ (БОЛЕЕ 30 ЛЕТ).
Открыть PDF


В докладе на VI Международной конференции «Обслуживание и ремонт газонефтепроводов» (ноябрь 2012 г.) отмечалось, что капитальный ремонт является главным инструментом надежной и безопасной эксплуатации газотранспортной системы и по своим бизнес-планам и материальным затратам сравним с деятельностью ОАО «Газпром» в области капитального строительства [1].
В такой ситуации ожидаемое снижение затрат на ремонт становится важным направлением в разработках специалистов, предлагающих новые методы и технологии капитальных ремонтов в ПАО «Газпром». В частности, метод повторного использования труб, бывших в эксплуатации, значительно снизил затраты на ремонт и при сохранении финансовых лимитов дает возможность повысить годовые объемы ремонтных работ [2].

1_1_9.png

На сегодняшний день капитальный ремонт является основным способом обеспечения работоспособности и надежной эксплуатации МГ и ГО с длительным сроком эксплуатации. Главной при принятии решения о проведении капитального ремонта является комплексная оценка технического состояния газопровода, которая осуществляется на основе проведенных диагностических работ на газопроводах и их предремонтного обследования [2–6]. Оценка технического состояния МГ и ГО характеризуется следующими показателями [2]:

  • состоянием металла труб и сварных соединений;

  • состоянием изоляционного покрытия и возможностями средств электрохимзащиты.

Необходимо указать, что формирование программы работ по комплексному капитальному ремонту МГ и ГО в настоящее время осуществляется на основе Системы управления техническим состоянием и целостностью линейной части магистральных газопроводов ПАО «Газпром», разработанной ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в 2009–2012 гг. (СУТС ЛЧМГ), в которой определены ее основные инновационные характеристики [5, 7].

Общая тенденция в подходах к капитальному ремонту МГ и ГО направлена на существенное уменьшение его стоимости (повторное использование труб, уменьшение объемов земляных работ, оптимальных сроков его выполнения, экологичности ремонта).

Следует отметить, что и при сплошной замене труб на участках МГ и ГО до 50 % демонтированных труб возможно использовать повторно [6]. Известны случаи более высокого процента использования труб, бывших в употреблении. Так, при капитальном ремонте МГ САЦ-4-1 и САЦ III в 2003–2005 гг. в ООО «Газпром трансгаз Волгоград» использовано в Палласовском, Усть-Бузулукском и Калачевском ЛПУ от 75 до 88 % труб, эксплуатировавшихся до этого 38–40 лет. В 2011 г. при проведении ЭПБ на этих участках газопроводов срок их безопасной эксплуатации был продлен на 10 лет. Участки газопровода были выполнены из низколегированных труб 1220 х 12, 1220 х 12,4 сталей марок 17Г1С и 17Г2СФ по ГОСТ 19281–2014 [8]. При проведении ЭПБ на МГ «Серпухов – Ленинград» ООО «Лентрансгаз» в период 2002–2004 гг. на участке 447,0–555,2 замена труб не производилась после 45 лет эксплуатации ввиду их хорошего технического состояния [9].

Капитальный ремонт МГ и ГО в ПАО «Газпром» планируется на основе определения их технического состояния методами технической диагностики [6, 10–16], которые стали основой технической политики ПАО «Газпром». Здесь возникают некоторые особенности при планировании капитальных ремонтов газопроводов, конструктивно не удовлетворяющих контролепригодности внутритрубными дефектоскопами (неравнопроходные участки, отводы с радиусом гиба менее 1,5 DN, участки с подкладными кольцами). К таким газопроводам относятся почти все газопроводы, построенные в 1957–1985 гг., и сооружены они были из малоуглеродистых и низколегированных сталей, для которых вопрос коррозионного растрескивания под напряжением (КРН) в принципе не актуален.

В настоящее время протяженность газопроводов различного назначения ПАО «Газпром», технически не приспособленных к внутритрубной диагностике, составляет около 40 %. При этом основная доля таких газопроводов приходится на ГО – 36 428,5 км, или 82 % от общей протяженности ГО. Для таких газопроводов основными видами обследования являются комплексная электрометрия и приборное обследование технического состояния металла труб в контрольных шурфах [2, 4, 5].

Авторы [2] утверждают, что ежегодные объемы капитального ремонта недостаточны для поддержания надежности и безопасности газотранспортной системы и их нужно увеличить минимум в 3–5 раз. Одновременно предлагаются и пути решения проблемы по поддержанию эксплуатационной надежности и безопасности газотранспортной системы ПАО «Газпром» и ее обновлению до 2030 г. В числе этих путей – и значительное увеличение числа ремонтно-строительных потоков (РСП), а также разработка нового универсального изоляционного комплекса. Авторам настоящей статьи такой подход представляется затратным.

Необходимость установления технического состояния МГ и ГО, где конструктивно и технологически отсутствует возможность проведения ВТД, а эксплуатировать эти участки необходимо, приводит к разработке непрямых методов определения технического состояния ГО. Так, авторы [15] применили интересный методический подход к определению технического состояния ГО, конструктивно не удовлетворяющих требованиям контролепригодности по ВТД, позволяющий повысить эффективность планирования их капитального ремонта.

Предложение авторов данной статьи направлено на создание инновационного способа длительного (не менее 15–30 лет) поддержания технического состояния эксплуатируемых более 30 лет и не приспособленных к внутритрубной инспекции МГ и ГО из низколегированных и малоуглеродистых сталей 19Г, 17ГС, 17Г1С, 17Г1С-У, 17Г2СФ, 14ГС, 14ХГС, 12Г2С и других аналогичных сталей, которые использовались для сооружения газопроводов всех типов в 1957–1985 гг. Традиционный ремонт может использоваться для вырезки ПОУ в случае их обнаружения в процессе диагностического и предремонтного обследования газопроводов, величины которых, как показывает 15-летний опыт проведения ЭПБ на МГ ПАО «Газпром», может изменяться в пределах 0–15 % величины обследуемого участка газопровода. Так, например, при проведении в 2002–2004 гг. ЭПБ МГ «Серпухов – Ленинград», сооруженного в 1959 г., при продлении срока его безопасной эксплуатации (обследовался МГ 447,0–555,2 км) на 8 лет, как следует из отчета [9] ФГУП ЦНИИ КМ «Прометей», было установлено:

  • в целом обследованные участки МГ «Серпухов – Ленинград» находятся в достаточно хорошем состоянии, что подтверждается толщинометрией и твердометрией труб, контролем структуры и химического состава металла, контролем неразрушающими методами и методом акустической эмиссии. Явных потенциально опасных участков из числа обследованных не выявлено;

  • исследование состояния металла труб не выявило явно выраженных изменений в его структуре и механических характеристиках, также не отмечено снижение пластичности.

Относительно инновационности предлагаемого способа обеспечения технического состояния эксплуатируемых МГ и ГО можно сказать, что суть инновационного подхода заключается в использовании патента [17] для установления предельно допустимого срока предстоящей эксплуатации газопровода, отработавшего длительный срок (более 30 лет), при испытаниях труб на гидравлическом стенде по специальной программе и проведении металлографических исследований металла этих труб, вырезанных из исследуемого газопровода в качестве ПОУ. Как правило, величина этих ПОУ не превышает 0–15 % от длины эксплуатируемого длительное время газопровода (участка), что следует из многолетнего опыта выполнения диагностических обследований МГ и ГО. Остальная часть газопровода остается в траншее, и после проведения ремонтных работ (на месте вырезанных ПОУ) газопровод включается в работу. ПКЗ до уровня требований ГОСТ Р 51164–98 [18] обеспечивается реновацией существующей ПКЗ с использованием двухслойных протяженных анодов
[19, 17, 22].

Предложение авторов данной статьи направлено на разработку инновационного способа обеспечения технического состояния (ИСОТС) МГ и ГО вплоть до вывода их из эксплуатации по причине достижения допустимого (предельного) срока службы газопровода без проведения «сплошного» традиционного капитального ремонта. Реализуется оно при проведении ЭПБ в два этапа:

  • для определения предельного (допустимого) срока эксплуатации используется патент [17];

  • восстановление ПКЗ до уровня ГОСТ Р 51164–98 реконструкцией анодного заземления эксплуатируемых защитных установок с использованием двухслойных протяженных гибких анодов [19–21].

На рисунке представлены этапы проведения комплекса работ по традиционному капитальному ремонту и ИСОТС МГ и ГО.

На первом этапе ЭПБ изучается технологическая история МГ (участка) за весь период его эксплуатации. Затем существующими в ПАО «Газпром» методами диагностического и предремонтного обследования осуществляется оценка текущего технического состояния МГ и ГО. В процессе этого обследования устанавливаются ПОУ, и на этой основе определяют трубы, подлежащие вырезке. Далее производится монтаж новых изолированных труб взамен вырезанных, т. е. выполняется выборочный ремонт в стандартном варианте. Остальные трубы не извлекаются из траншеи, т. е. она не вскрывается, МГ и ГО включается в работу.

В рамках 2-го этапа ЭПБ производятся специальные испытания определенного количества труб, произвольным образом выбранных из числа вырезанных на 1-м этапе обследуемого участка. Необходимое число труб для их испытаний и исследований металла в целях получения представительного количества экспериментальных данных для заключения окончательной ЭПБ находится в диапазоне 5÷10 труб длиной не менее 7 м каждая (эксплуатирующая организация может изменить количество испытываемых труб). Эти испытания проводятся на специальном гидравлическом стенде в ЦНИИ «КМ «Прометей».

Испытания труб выполняются применительно к Методике стендовых испытаний газонефтепроводных труб при циклическом нагружении, включая испытания с имитаторами дефектов [22].
К имеющимся на отобранных трубах эксплуатационным повреждениям (в основном коррозионного характера) могут быть выполнены имитаторы дефектов различного типа.

Методика циклических испытаний и критерии качества была разработана ФГУП «ЦНИИ «КМ «Прометей» и ООО «Лентрансгаз» и согласована с НТЦ «Надежность и ресурсы объектов Единой системы газоснабжения «ООО «ВНИИГАЗ» в 2007 г. Для эффективного проведения стендовых испытаний труб МГ, бывших в эксплуатации, может потребоваться адаптация существующей Методики [22] в части:

  • дополнительного описания методологии определения «модельного спектра нагружения» опытной трубы, соответствующего эксплуатационному для конкретного участка МГ;

  • разработки типовой программы лабораторных и специальных исследований металла труб и металла сварных соединений в целях установления возможного темпа старения металла труб.

Испытания в 2010 г. новых труб на стенде в рамках проекта государственного значения «Магистраль» показали необходимость проведения полномасштабных усталостных испытаний для комплексной оценки циклического ресурса труб с различными имитаторами дефектов. Установлено, что циклические натурные испытания необходимы для анализа долговечности по отношению к возможности возникновения и развития повреждений от сварных швов и ремонтных накладок [23].

Ресурсные испытания трубы проводятся давлением, изменяющимся по специальной программе, согласно «модельному спектру нагружения», соответствующего эксплуатационному. Для каждого МГ или ГО по диспетчерским данным устанавливается свой характер нагружения испытываемой трубы. После ресурсных испытаний труба подвергается статическому разрушению. При этом определяются циклическая прочность до образования трещины и циклический ресурс трубы, а также коэффициент снижения конструктивной прочности при наличии дефектов после ресурсных испытаний.

По результатам испытаний труб на стенде, металлографических и специальных исследований металла устанавливается предельно возможный ресурс трубы, взятой из ПОУ. По результатам выполнения двух этапов ЭПБ (газопровод к этому времени уже эксплуатируется) устанавливается новый срок безопасной эксплуатации МГ или ГО, который может составить 15–30 лет. Утверждается (регистрируется) текст заключения по ЭПБ. Общий срок работы этих газопроводов из малоуглеродистых и низколегированных сталей класса не выше К60 с учетом продления работы может составить 70–85 лет в зависимости от их нынешнего технического состояния, т. е. до вывода МГ и ГО из эксплуатации.

При использовании инновационного способа обеспечения приемлемого уровня технического состояния МГ и ГО с длительным сроком использования возникает вопрос об обеспечении ПКЗ «восстановленных» МГ и ГО. Это связано с тем, что защитное покрытие этих газопроводов исчерпало свой ресурс и ПКЗ не в полной мере выполняет свои функции [19–21].

Предлагается использовать метод восстановления работоспособности ПКЗ проведением реконструкции анодного заземления существующих защитных установок с использованием двухслойных протяженных гибких анодов. Работы по созданию управляемой ПКЗ выполнены в ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург», где обеспечена 100%-я защита длительно эксплуатируемого газопровода от коррозии. Здесь использовались установки автономной катодной защиты, протяженные гибкие анодные заземления [20].

Обстоятельные работы в этом направлении проводились на продуктопроводе «Полоцк – Вентспилс» DN 530, эксплуатируемом 40 лет, имеющем катодную защиту со средней длиной защитной зоны единичной установки около 7 км. Итог: техническое решение по реновации ПКЗ соответствует национальному стандарту ГОСТ Р 51164–98, регламентирующему требования к защите магистральных трубопроводов от подземной коррозии [19].

Для возможности реализации ИСОТС длительно эксплуатируемых МГ и ГО в виде 2-этапной ЭПБ необходимо разработать методику установления допустимого (предельного) срока безопасной эксплуатации длительно эксплуатируемых МГ из малоуглеродистых и низколегированных сталей как предельного случая ЭПБ в виде изменений и дополнений к п. 4–8 Порядка продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах [24]. Разработанный документ утверждается совместно ПАО «Газпром» и Ростехнадзором (проект этого документа разрабатывается ФГУП «ЦНИИ «КМ «Прометей» и экспертной организацией, участвующей в настоящей работе).

Предлагаемый подход по своей идеологии соответствует методам оценки уровня надежности ГТС в зависимости от планируемого уровня капремонтов [7, 25], т. е. подходам, изложенным в СУТС ЛЧМГ, разработанной ООО «Газпром ВНИИГАЗ». Авторы данной работы убеждены, что сочетание этих способов может значительно повысить экономические возможности методов поддержания удовлетворительного технического состояния длительно работающих МГ и ГО из низколегированных сталей на ближайшие 30 лет.

В настоящее время в Единой системе газораспределения ПАО «Газпром» функционируют десятки МГ, таких как «Белоусово – Ленинград» DN 1000 из сталей 19Г, 14ХГС, эксплуатируемый без проблем с 1967 г., региональный МГ «Курганинск – Лабинск» DN 300 из стали Ст20, находящийся в эксплуатации более 50 лет в ООО «Газпром трансгаз Краснодар», МГ «Казань – Горький» – более 56 лет в ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» и др.

 

ВЫВОДЫ

1. Предложен инновационный способ обеспечения надежной эксплуатации МГ и ГО с длительным сроком использования (более 30 лет) на дополнительный срок безопасной эксплуатации в 15–30 лет без проведения традиционного капитального ремонта на базе 2-этапной ЭПБ. Ожидаемый общий срок эксплуатации этих газопроводов составит не менее 70–85 лет в зависимости от их исходного технического состояния. При реализации этого способа существуют следующие ограничения – с обеспечением надежной работы МГ и ГО без проведения традиционного ремонта на предстоящие 15–30 лет:

  • использование указанного способа предполагает обязательное восстановление ПКЗ до уровня ГОСТ Р 51164–98 реконструкцией анодного заземления эксплуатируемых защитных установок с использованием двухслойных протяженных гибких анодов;

  • предлагаемое решение относится к МГ и ГО, изготовленным из низколегированных сталей 19Г, 17ГС, 17Г1С, 17Г1С-У, 14ГС, 12Г2С DN300–1200, введенным в эксплуатацию в 1957–1985 гг.

2. В условиях нарастающего дефицита финансирования капитального ремонта ожидаемые экономические и технологические возможности использования ИСОТС длительно эксплуатируемых МГ и ГО из низколегированных сталей являются одним из способов решения задачи по обеспечению работоспособности этих МГ и ГО при сохранении их технологических возможностей вплоть до вывода их из эксплуатации. Авторы статьи предлагают провести опытно-промышленную апробацию предложенного метода, к примеру, на МГ «Белоусово – Ленинград», эксплуатируемом с 1967 г. 



← Назад к списку