image
energas.ru

Газовая промышленность Спецвыпуск № 2 2017

Ремонт и диагностика

01.08.2017 11:00 ИННОВАЦИОННЫЙ ОПЫТ ВНУТРИТРУБНОЙ ДЕФЕКТОСКОПИИ УЧАСТКОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ В ТЕЛЕСКОПИЧЕСКОМ ИСПОЛНЕНИИ С ОТВОДАМИ 1,5D
Авторами статьи анализируется опыт проведенной в 2009–2015 гг. в ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» внутритрубной дефектоскопии (ВТД) участков магистральных газопроводов (МГ), конструктивно не приспособленных для использования стандартных диагностических средств. К таким участкам относятся крутоизогнутые газопроводы-отводы с изгибами радиусом менее 1,5D, с низким рабочим давлением – менее 2,4 МПа, с трубами переменного диаметра (телескопического исполнения), с неравнопроходной трубопроводной арматурой, с прямыми врезками, глубоко выступающими внутрь газопровода, не оснащенные стационарными камерами запуска и приема очистных и диагностических устройств. Обследование данных участков проводилось с использованием временных камер запуска и приема очистных и диагностических устройств. Опытно-промышленные работы по ВТД труднодоступных участков МГ ООО «Газпром трансгаз Ставрополь», давшие экономический эффект 988,1 млн руб., легли в основу Программы диагностирования газопроводов и газопроводов-отводов, не оборудованных стационарными камерами запуска и приема внутритрубных устройств, на 2016–2019 гг., утвержденной ПАО «Газпром» в 2015 г.
Ключевые слова: ГАЗОТРАНСПОРТНАЯ СИСТЕМА, ВНУТРИТРУБНАЯ ДЕФЕКТОСКОПИЯ, ТРУБЫ ПЕРЕМЕННОГО ДИАМЕТРА, СТАЦИОНАРНЫЕ И ВРЕМЕННЫЕ КАМЕРЫ ЗАПУСКА И ПРИЕМА ВНУТРИТРУБНЫХ УСТРОЙСТВ, АНАЛИЗ СТЕПЕНИ ОПАСНОСТИ КОРРОЗИОННЫХ ПОВРЕЖДЕНИЙ.
Открыть PDF


Газотранспортная система (ГТС) России является крупнейшей в мире (более 170 тыс. км). Одна из наиболее важных задач для ПАО «Газпром» – поддержание в рабочем безаварийном состоянии всех элементов ГТС. С учетом предельных сроков эксплуатации МГ основополагающим фактором их безаварийной работы является своевременное проведение работ по техническому диагностированию и оценке технического состояния элементов ГТС.

1_1_2.png

Техническое диагностирование – основной вид обследования МГ, а также один из важнейших компонентов системы управления техническим состоянием и целостностью ГТС (СУТСЦ ГТС), формирующей информационный массив для эффективного управления ресурсами [1]. Основным методом технического диагностирования МГ, обеспечивающим достоверность решения задачи оценки технического состояния, является ВТД.

Особенность ГТС России состоит в том, что около 40 % газопроводов – сложные, конструктивно не приспособленные к обследованию ВТД стандартным диагностическим оборудованием.

1_1.png

В полной мере это относится и к газопроводам, эксплуатируемым ООО «Газпром трансгаз Ставрополь». Компания имеет разветвленную газотранспортную сеть протяженностью более 8 тыс. км, 60 % этих газопроводов являются сложными [2]. К их числу относятся МГ и газопроводы-отводы с изгибами радиусом менее 1,5D (так называемые крутоизогнутые), с низким рабочим давлением – менее 2,4 МПа, с трубами переменного диаметра (телескопического исполнения), с неравнопроходной трубопроводной арматурой, с прямыми врезками, глубоко выступающими внутрь газопровода, не оснащенные стационарными камерами запуска и приема очистных и диагностических устройств.

Оценка технического состояния таких газопроводов с использованием стандартных дефектоскопов невозможна. Для решения данного вопроса ОАО «Газпром» в 2009 г. было принято решение о проведении опытно-промышленных работ по ВТД сложного участка газопровода с применением инновационной технологии.

1_1_1.png

В качестве объекта обследования в ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» был выбран МГ «Изобильное – Невинномысск» диаметром 1020 мм и протяженностью 98,2 км, находящийся в эксплуатации с 1979 г., не оборудованный стационарными камерами пуска-приема диагностических устройств, характеризующийся наличием примерно 50 круто-изогнутых толстостенных отводов радиусом 1,5D и прямыми врезками, выступающими в полость трубы на глубину до 80 мм. На подготовительном этапе компанией разработан проект и проведен монтаж на газопроводе временных камер запуска и приема очистных и диагностических устройств. По трассе газопровода (непосредственно на трубе) через каждые 2 км были установлены специальные магнитные маркеры и осуществлено определение их географических координат в системе позиционирования GPS. Три прямые врезки, выступающие внутрь трубопровода выше допустимого значения, были удалены. Программа обследования предусматривала проведение калибровки, очистки участка газопровода, пропуск геометрического поршня и магнитного дефектоскопа с продольным намагничиванием и блоком определения пространственного положения газопровода.

Для очистки внутренней полости потребовалось провести 26 циклов пропуска очистных устройств различной конфигурации. В результате было извлечено около 10 т загрязнений и 100 кг металлических предметов. После выполнения калибровки и очистки участка МГ по нему был пропущен геометрический поршень, выявивший сложные участки для прохождения магнитного дефектоскопа, включающие, к примеру, комбинацию крутоизогнутых отводов радиусом 1,5D и утолщение стенки трубы до 30 мм в месте пересечения с другим газопроводом (рис. 1).

Магнитный дефектоскоп позволил определить пространственное положение газопровода, геометрию обнаруженных дефектов, а также дефекты с потерей металла трубы и привязкой к географическим координатам. По результатам внутритрубного обследования участка газопровода была проведена достоверная оценка его технического состояния, а также составлена долговременная программа ремонта.

Проверка путем контрольного обследования в шурфах наиболее опасных дефектов потери металла показала высокую достоверность результатов как по глубине, так и по местоположению коррозионных повреждений тела трубы. Результаты работ по ВТД сложных участков газопроводов с помощью специального диагностического оборудования в ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» в целом были признаны технически целесообразными и экономически эффективными.

ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» совместно с ЗАО «Аэрокосмический мониторинг и технологии» в течение 2009–2015 гг. выполнило внутритрубное обследование сложных участков газопроводов общей протяженностью 664,8 км (таблица).

В 2014 г. впервые в ОАО «Газпром» дочерней компанией «Газпром трансгаз Ставрополь» были проведены инновационные опытно-промышленные работы по ВТД участка 0–87 км МГ «Камыш-Бурун – Ищерская» диаметром 820/720 мм с применением внутритрубного дефектоскопа (рис. 2), позволяющего обследовать газопроводы, имеющие П-образные воздушные переходы 1,5D и выполненные телескопическими трубами переменного диаметра.

В целом в 2009–2015 гг. по результатам ВТД сложных участков газопроводов было обнаружено 168 655 дефектов (в среднем 254 дефекта на 1 км), в том числе опасных – 1101, с потерей металла от 40 до 85 %. Наиболее опасный дефект обнаружен на газопроводе-отводе к тепличному комбинату «Южный» DN 530, в 25 м от пересечения с автодорогой федерального значения М29 «Кавказ» (рис. 3).

Сроки проведения и вид ремонта обнаруженных дефектов определялись требованиями нормативных документов (Инструкция по оценке дефектов труб и соединительных деталей при ремонте и диагностировании магистральных газопроводов), утвержденных Департаментом по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром» [3]. Общее число крутоизогнутых отводов 1,5D на обследованных участках составило 228 шт. Конструкция временных камер запуска и приема дефектоскопов обеспечивала их многократное применение на газопроводах одинакового диаметра, что послужило дополнительным источником снижения затрат на проведение опытных работ. Достигнутый экономический эффект при обустройстве временных камер запуска и приема очистных устройств и проведении ВТД участков газопроводов, имеющих крутоизогнутые отводы, без реконструкции участков газопроводов, составил 988,1 млн руб.

Оптимизировать затраты на проведение ремонтно-восстановительных работ по результатам ВТД можно путем оценки степени опасности коррозионных повреждений по критерию потери прочности с последующим их ранжированием.

Анализ степени опасности коррозионных повреждений выполняется с помощью уравнения зависимости относительной глубины дефекта d/t от технических и технологических параметров газопровода [4]:

1_1_3.png,                         (1) 

 

где 1_1_4.png – величина разрушающего давления, МПа; D – диаметр газопровода, мм; t – толщина стенки трубы, мм; σвр – временное сопротивление разрыву стали, МПа ([5]; Q – безразмерный коэффициент, учитывающий длину дефекта;

1_1_5.png,                         (2)

1_1_6.png,                         (3) 

 

где l – длина дефекта, мм.

Уравнение (1) позволяет ранжировать коррозионные повреждения по критерию предельного состояния для заданных уровней разрушающего давления 1_1_4.png, геометрических размеров трубы D, t и нормативного значения предела прочности σвр, соответствующего используемой марке стали.

Задавая различные значения длины дефекта l, вычисляют относительную глубину предполагаемого дефекта и получают семейство кривых допустимых размеров дефектов при заданных уровнях давлений на рассматриваемом участке газопровода (рис. 4). Полученные кривые соответствуют критериям потери прочности при значениях разрушающего давления [4], испытательного давления, гарантируемого заводом – изготовителем труб, и разрешенного рабочего давления. Области, ограниченные кривыми потери прочности, разделяют поверхность возможных дефектов тела трубы на допустимые, потенциально опасные, опасные и недопустимые, что позволяет провести ранжирование дефектов по степени опасности с учетом технических и эксплуатационных параметров обследуемого участка газопровода.

После детального анализа результатов расчетов ВТД, проведенной в течение года, был составлен план ремонтно-восстановительных работ в целом по газотранспортной компании, что позволило более гибко и рационально распределять материальные и технические ресурсы, выделяемые на проведение этих работ.

Основными преимуществами ВТД участков газопроводов, имеющих крутоизогнутые отводы, являются следующие:

• выполнены обследования участков ГТС, ранее недоступных для проведения ВТД;

• достигнута высокая достоверность результатов по всей протяженности обследуемых участков, подтвержденная при проведении контрольных обследований в шурфах;

• в отчетах по ВТД выполнена GPS-привязка каждого коррозионного дефекта, что позволяет значительно сократить время на поисковые и ремонтные работы;

• достигнута высокая экономическая эффективность за счет исключения проведения реконструкции отводов 1,5D обследуемых участков;

• достигнута высокая экономическая эффективность за счет применения временных устройств запуска приема дефектоскопов.

1_1_7.png

Для дальнейшего развития метода ВТД участков газопроводов, имеющих крутоизогнутые отводы, представляется необходимым:

• проработать с представителями российских специализированных компаний пути развития систем ВТД для газопроводов с крутоизогнутыми отводами, выполненных в телескопическом исполнении;

• разработать нормативно-техническую документацию, регламентирующую порядок выдачи заключений о продлении срока безопасной эксплуатации трубопроводов на основании результатов ВТД;

• рассмотреть вопрос об использовании результатов ВТД участков газопроводов, имеющих крутоизогнутые отводы, при проведении расчетов технического состояния трубопроводов и рисков в СУТСЦ ГТС.

В 2015 г. в ПАО «Газпром» была утверждена Программа диагностирования газопроводов и газопроводов-отводов, не оборудованных стационарными камерами запуска и приема внутритрубных устройств, на 2016–2019 гг.  В зоне эксплуатационной ответственности ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» Программой предусмотрено проведение ВТД газопроводов в общем объеме 834,15 км. 



Результаты обследования участков газопроводов

Наименование газопровода

Год ВТД

Количество коррозионных повреждений по глубине       

Более 60 %

40–59 %

20–39 %

10–19 %

5–9 %

Всего

МГ «Невинномысск – Изобильный» 0–98,2 км

2009

0

5

63

812

0

880

МГ «Ермолинское – Астрахань»
81–159 км

2012

4

3

60

1018

5754

6839

ГО г. Усть-Джегута 0–49 км

2012

3

4

71

1163

4761

6002

ГО т/к «Южный» 0–49 км

2012

2

8

90

1609

7679

9388

МГ «Моздок – Невинномысск»
0–104 км

2013

219

446

2610

17 396

55 445

76 116

РГ «Северные районы Дагестана – Камыш-Бурун» 0–48,6 км

2013

1

1

22

176

775

975

РГ «Камыш-Бурун – Ищерская»
0–93 км

2014

17

129

819

2658

30 096

33 719

РГ «Камыш-Бурун – Горагорская» 0–93 км

2015

138

121

482

3045

30 950

34 736

Всего

384

717

4217

27 877

135 460

168 655

 



← Назад к списку