image
energas.ru

Газовая промышленность № 12 2017

Ремонт и диагностика

01.12.2017 11:00 ОСОБЕННОСТИ ТЕХНОЛОГИИ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА ГАЗОПРОВОДОВ НА СОВРЕМЕННОМ ЭТАПЕ
В статье проанализирована ситуация, сложившаяся к настоящему времени в области методов и технологий капитального ремонта газопроводов. Во второй половине 1970-х гг. с учетом характера и масштабов поражения труб магистрального газопровода «Бухара – Урал» (1-я, 2-я нитки) единственным методом ремонта являлась полная замена участков с коррозионно-опасными трубами. В то же время была налажена работа по обследованию технического состояния участков с определением зон с поврежденной изоляцией и очагами коррозии. Анализ состояния магистральных газопроводов позволил прийти к выводу о неравномерности аварий и дефектов труб по длине газопроводов и нецелесообразности полной замены участков. В итоге была введена в действие Инструкция по выборочному капитальному ремонту газопроводов, в которой прописаны основы организации и технологии ремонтных работ на газопроводах на основе данных обследований. Работы проводились по схеме параллельной прокладки участка рядом с заменяемым. Данная схема позволяла практически исключить простой участка и снижение объемов транспорта газа. Введение в 2011 г. новой редакции Градостроительного кодекса РФ, в соответствии с которой технология с параллельной прокладкой нового участка рядом с заменяемым контролирующими налоговыми органами трактуется как реконструкция, отрицательно сказалось на ремонте однониточных газопроводов и газопроводов-отводов, так как газотранспортные общества при ремонте магистральных газопроводов методом замены труб укладывают новые трубы в ту же траншею, где находится ремонтируемый трубопровод, при этом прекращая поставку газа потребителям, порой на длительный период. В статье проанализированы достоинства и недостатки принципиальной технологической схемы капитального ремонта газопровода в траншее. По итогам проведенного анализа сделан вывод, что для повышения эффективности ремонтных работ в ближайшее время необходим пересмотр СТО Газпром 2-2.3-231–2008 «Планирование капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов».
Ключевые слова: КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ, СТРЕСС-КОРРОЗИОННЫЙ ДЕФЕКТ, КОРРОЗИОННЫЙ ДЕФЕКТ, ДИАГНОСТИЧЕСКИЕ РАБОТЫ.
Открыть PDF


Работы по капитальному ремонту газопроводов в системе ПАО «Газпром» начались во второй половине 1970-х гг. на магистральных газопроводах (МГ) «Бухара – Урал» (1-я и 2-я нитки). Данные газопроводы на отдельных участках были проложены в грунтах, обладающих высокой коррозионной активностью. В результате несоблюдения сроков ввода в эксплуатацию системы электрохимической защиты или ввода ее с серьезными нарушениями на отдельных участках происходило значительное число разрушений вследствие питтинговой и очаговой коррозии труб. С учетом характера и масштабов поражения труб единственным методом ремонта являлась полная замена участков с коррозионно-опасными трубами.

1_1_7.png

В конце 1970-х гг. на объектах магистрального транспорта газа была налажена работа по обследованию технического состояния участков с определением зон с поврежденной изоляцией и очагами коррозии. На этом этапе эксплуатации считалось, что коррозия может проявляться только в местах нарушений изоляции. Глубокий анализ состояния МГ привел к выводу о неравномерном распределении аварий и дефектов труб по длине газопроводов и нецелесообразности полной замены участков.
В результате в 1981 г. была введена в действие Инструкция по выборочному капитальному ремонту газопроводов, в которой были прописаны основы организации и технологии ремонтных работ на газопроводах на основе данных обследований.

Параллельно велась работа по созданию машин и механизмов для производства ремонтно-строительных работ, включая машины для подкопа под трубопровод, очистные, изоляционные и средства малой механизации для ремонта локальных участков. Однако до середины 1990-х гг., когда была развернута работа по расширению применения внутритрубной дефектоскопии (ВТД), основным методом ремонта продолжал оставаться метод с полной заменой ремонтного участка. При этом ремонтные работы проводились по принципу параллельной прокладки участка рядом с заменяемым, что практически исключало простой участка и снижение объемов транспорта газа.

С введением в действие в 2011 г. новой редакции Градостроительного кодекса РФ [1] технология с параллельной прокладкой нового участка рядом с заменяемым контролирующими налоговыми органами трактуется как реконструкция. Это следует из п. 14.1 [1]: «Реконструкция линейных объектов – изменение параметров линейных объектов или их участков (частей), которое влечет за собой изменение класса, категории и (или) первоначально установленных показателей функционирования таких объектов (мощности, грузоподъемности и других) или при котором требуется изменение границ полос отвода и (или) охранных зон таких объектов». Основные рациональные организационные и технологические аспекты капитального ремонта МГ прописаны в СТО Газпром 2-2.3-231–2008 [2], которым при капитальном ремонте линейной части МГ предусмотрены следующие основные методы:

• выборочный ремонт участков МГ с установкой ремонтных муфт или вырезкой опасных дефектов (установка «катушек»);

• переизоляция участков МГ с вырезкой опасных дефектов (установка «катушек») или заменой дефектных труб и сварных соединений;

• замена труб частичная или полная на участках МГ.

Учитывая вышеизложенное, во избежание нарушения п. 14.1 Градостроительного кодекса РФ газотранспортные общества при ремонте МГ методом замены труб укладывают новые трубы в ту же траншею, где находился ремонтируемый трубопровод, порой отключая при этом потребителей от поставок газа на длительный период. В соответствии с программами по капитальному ремонту газопроводов на 2004–2010 гг. и 2011–2015 гг. основным методом ремонта был определен метод переизоляции участков с заменой дефектных труб по технологии «ремонт с подъемом участка в траншее или с выкладкой на берму». С выходом инструкций по оценке дефектов труб в 2008 г., а затем в 2013 г. [3] проведение работ по технологии с поддержанием трубопровода трубоукладчиками в траншее было прекращено вследствие невозможности нахождения дефектоскопистов в траншее с подвешенным трубопроводом. При укладке на опоры в траншее или на берму ремонтно-строительные организации вместо инвентарных опор используют земляные призмы, высота которых составляет в начальный момент около 0,4 м, по прошествии нескольких часов – менее 0,3 м, а после дождя и того меньше. Очевидно, что при таких условиях достоверная визуализация и измерение размеров дефектов по нижней образующей невозможны. Технологическая схема ремонта с укладкой на опоры для классического варианта ремонта изоляционного покрытия с незначительным числом дефектов металла труб (СТО Газпром 2-2.3-231–2008) приведена на рисунке.
В реальных условиях ремонта число коррозионных дефектов таково, что единый цикл движения ремонтной колонны разбивается на три этапа:

• удаление старой изоляции и укладка участка на опоры (лежки);

• диагностика и ремонт дефектных зон на трубах;

• финишная очистка труб, изоляция, укладка и засыпка участка.

Первый этап практически идентичен для газопроводов, эксплуатируемых в любых региональных условиях с различным типом и числом дефектов металла труб.

Работы второго этапа зависят как от типа и размеров дефектов, так и от категории труб и марок сталей, из которых они изготовлены. Так, в соответствии с [3] при выявлении труб со стресс-коррозионными дефектами они должны быть вырезаны и отправлены на участок, базу или завод для установления истинных размеров трещин. В результате образуется разрыв между этапами работ по удалению старого покрытия и нанесению новой изоляции. По опыту работ в северных регионах эти этапы могут реализовываться на значительном расстоянии от мест проведения работ, порой составляющем 5–6 км. При обнаружении большого числа таких труб встает вопрос о необходимости формирования большого запаса и своевременного подвоза труб на объект. Помимо строительно-монтажных работ усложняются и процессы дефектоскопии и отбраковки, так как при вырезке труб и отнесении их к категории А3 трубы должны подлежать освидетельствованию, что требует усиления бригад и дополнительного финансирования. Кроме того, дополнительно потребуется проверять качество вновь сваренных труб. Следовательно, перед началом работ надо иметь достаточно достоверную информацию о дефектности и распределении повреждений по трассе. Но, к сожалению, полагаться на данные ВТД с дефектами коррозионного растрескивания под напряжением нельзя вследствие низкой эффективности дефектоскопов. Для получения уточненной информации необходимо выполнять обследование в шурфах, но и эта работа проводится в недостаточных объемах и не всегда качественно. Все эти факторы приводят к снижению темпов ремонта и срыву сроков сдачи объектов в эксплуатацию. На вопрос, что же делать, есть только один ответ: исполнителям работ – четко выполнять положения, прописанные в нормативных документах, а представителям надзорных органов – более ответственно выполнять возложенные на них должностные обязанности.

Если траншея затопляемая, наиболее качественно ремонтные работы можно проводить на берме траншеи, поскольку, как ни откачивай воду, обеспечить нормальную работу в траншее не удается. Важным элементом в создании условий для качественной работы диагностов является укладка трубных секций на инвентарные опоры для создания, с одной стороны, такого просвета между трубой и землей (не менее 0,6 м), который позволит проводить визуально-измерительный контроль по нижней образующей труб, с другой – гарантировать надежную фиксацию выложенного участка со снижением травматизма дефектоскопистов.

При ремонте МГ с полной заменой труб на участке первые два этапа проводятся полностью, затем трубопровод разрезается на трубные секции, которые в зависимости от категории развозятся либо на заводы (базы), либо на площадки складирования труб категории Б, а в освобожденную траншею укладываются вновь сваренные секции. Наиболее частым нарушением при демонтаже ремонтируемого газопровода является проведение работ по разрезке труб без удаления изоляции и диагностики труб и одновременной транспортировке их на площадки складирования. Это приводит к большим осложнениям при проведении как очистных, так и диагностических работ, и неоднократно такие трубы вынужденно отправлялись в металлолом.

Есть особенности и в плане выборочного ремонта объектов по результатам ВТД или электрометрии. Для упрочнения ослабленных участков применяются стальные и стеклопластиковые муфты или ленты. Анализ показывает, что порой муфты устанавливаются без особой надобности и в большом количестве, при этом эксплуатирующие организации забывают о том, что муфта как элемент обеспечения поддержания работоспособности до проведения капитального ремонта участка является конструкцией временного использования. При длительной эксплуатации муфты необходимо поджимать. Эта процедура выполняется в ходе проведения работ по обслуживанию и профилактике на участке МГ со сбросом давления. При этом трубопровод уменьшается в диаметре, а муфта сохраняет геометрические параметры. В зазор могут попадать грунтовые воды, соли и пр., что впоследствии может привести к ухудшению свойств уплотнительного материала, повреждению изоляционного покрытия и нарушению целостности упрочняющей конструкции.

При необходимости использования выборочного метода ремонта важно провести экономические расчеты и определить целесообразность производства работ, поскольку стоимость единичного ремонта достаточно высока, и если, к примеру, на 1 км потребуется установить 10 упрочняющих стальных муфт, по стоимости это может быть приравнено к замене всего километра трубопровода.

Следует также учесть, что при достаточно большой общей протяженности газопроводов, не приспособленных к ВТД, примерно 30 тыс. км из них (около 50 %) имеют DN 400 и менее. Анализ затрат на проведение капитального ремонта показывает, что газопроводы диаметром менее 400 мм ремонтировать методом переизоляции экономически нецелесообразно. В настоящее время более 50 % газопроводов-отводов имеют срок эксплуатации более 20 лет, что предполагает достаточно большой объем ремонта на однониточных газопроводах, отключение которых на длительный период влечет большие финансовые потери и социальные проблемы.

Одним из возможных вариантов ремонта однониточных газопроводов может стать ремонт под давлением газа. Этот метод ремонта не прописан в действующем стандарте (СТО Газпром 2-2.3-231–2008), однако имеется согласованная с ООО «Газнадзор» инструкция по применению данного метода и наработан положительный опыт его использования в ООО «Газпром трансгаз Махачкала». Планирование и применение этого метода неприемлемо на газопроводах с наличием стресс-коррозионных трещин, а кроме того, подразумевает проведение работ при сниженном давлении. Понятно, что работам должна предшествовать углубленная диагностика. Для возможности использования вышеуказанного метода в других газотранспортных обществах необходимо переработать существующий СТО Газпром 2-2.3-231–2008, который на сегодняшний день по ряду позиций не дает адекватного решения и создает проблемы для реализации новых разработок. Очевидна большая значимость документа в плане обеспечения надежности и работоспособности Единой системы газоснабжения, а также влияние его на финансово-экономические аспекты. Во избежание возникновения негативных моментов важно, чтобы в разработке новой редакции стандарта приняла участие рабочая группа из ведущих специалистов отрасли под руководством профильных департаментов
ПАО «Газпром».

Таким образом, на основании изложенного можно сделать вывод о необходимости проведения ремонта около 1,5–2,0 тыс. км газопроводов-отводов ежегодно в течение 10 лет с тенденцией к поэтапному увеличению.

В отдельных территориальных образованиях разработаны и реализуются региональные программы по реконструкции и ремонту региональных газопроводов.

Очевидно, пришло время для выработки общей для ПАО «Газпром» концепции по ремонту газопроводов-отводов, которая должна учесть все современные средства диагностики, а также возможность замены стальных труб на новый тип – полиэтиленовые, способные выдерживать давление до 6,0 МПа. 



← Назад к списку