«ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ на тему: Исследование и разработка системы сервиса при диагностике и ремонте оборудования и трубопроводов линейной части магистральных трубопроводов ЛПУ МГ по специальности: 100101.65 Сервис Студент ...»

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

ТУРИЗМА И СЕРВИСА»

Волгоградский филиал

Кафедра туризма и сервиса

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

на тему: Исследование и разработка системы сервиса при диагностике и ремонте оборудования и трубопроводов линейной части магистральных трубопроводов ЛПУ МГ по специальности: 100101.65 Сервис Студент Артем Станиславович Тюрин Руководитель к.х.н., профессор Владимир Николаевич Карев Волгоград 2014 г.

РЕФЕРАТ

Тюрин Артем Владимирович Тема дипломной работы: Исследование и разработка системы сервиса при диагностике и ремонте оборудования и трубопроводов линейной части магистральных трубопроводов ЛПУ МГ Группа НЗС- В дипломе страниц, _ таблицы, рисунок.

Целью работы являлось исследовать и разработать систему сервиса при диагностике и ремонте оборудования линейной части магистральных трубопроводов на примере ООО «Газпром трансгаз Волгоград» УстьБузулукское ЛПУ МГ.

При разработке проекта определены основные направления этих работ на магистральных газопроводах, на основе нового подхода, заключающегося в выявлении локальных участков газопроводов, пораженных стресс коррозией, и ликвидации всех находящихся на них значимых стресс коррозионных дефектов.

Рассмотрены и приведены меры и мероприятия для безопасного ведения технологического процесса и предотвращения влияния вредных и токсичных веществ на эксплуатационный персонал и окружающую среду в целом. Выполнение данных мероприятий позволяет снизить травматизм на рабочих местах и повысить работоспособность персонала.

Выполнены экономические расчеты, подтверждающие эффективность работы системы сервиса в сложившихся ценах на топливном рынке страны.

Компрессорная станция, природный газ, магистральный газопровод, внутритрубная диагностика, кран шаровый, запорная арматура, мониторинг, температура газа.

ABSTRACT

Tyurin Artem Vladimirovich Thesis subject: Research and development of the system of service at diagnostics and repair of the equipment and pipelines of linear part of the LPU MG main pipelines NZS-101 group In the diploma pages, _ tables, drawing.

The purpose of work was to investigate and develop service system at diagnostics and repair of the equipment of linear part of the main pipelines on the example of JSC Gazprom transgaz Volgograd Ust-Buzuluksky LPU MG.

When developing the project the main directions of these works on the main gas pipelines, on the basis of the new approach consisting in identification of local sites of gas pipelines, struck a stress - corrosion, and eliminations of all being on them significant a stress - corrosion defects are defined.

Measures and actions for safe conducting technological process and prevention of influence of harmful and toxic substances on the operational personnel and environment as a whole are considered and given. Performance of these actions allows to reduce traumatism on workplaces and to increase operability of the personnel.

The economic calculations confirming overall performance of system of service in the developed prices in the fuel market of the country are executed.

Compressor station, natural gas, main gas pipeline, intra pipe diagnostics, crane sharovy, shutoff valves, monitoring, gas temperature.

Содержание стр.

Введение 1 Организационно-техническое обоснование проекта……………………..

1.1 Характеристика исходного сырья и продукции………………………..… 1.2 Описание технологической схемы ……………………………………..… 1.3 Характеристика основного и вспомогательного оборудования………....

1.4 Характер износа оборудования…………………………………………....

1.5 Характеристика проектируемых услуг………………………………..….

1.6 Описание проектируемого сервисного объекта ………………………....

1.7 Планирование месторасположения сервисного объекта…………….….

2 Сервисная часть…………………………………………………………....

2.1 Диагностика технического состояния оборудования………………........

2.1.1 Требования к линейной части магистрального газопровода…………… 2.1.2 Требования к техническим средствам диагностики…………………….

2.1.3 Проведение диагностирования геометрии линейной части магистрального газопровода…………………………………………...… 2.1.4 Подготовка и пропуск снаряда-дефектоскопа………………………...… 2.2 Техническое обслуживание и ремонт оборудования………………...….

Обследование магистрального газопровода……………………………..

2.2. 2.2.2 Ремонт стресс-коррозионных дефектов……………………………..…....

2.2.3 Ремонт дефектов КРН методом контролируемой шлифовки…….….….

2.2.4 Ремонт дефектов КРН с использованием муфт…………………….….… 2.2.5 Ремонт дефектных участков трубопроводов бандажированием……….

2.2.6 Ремонт дефектных участков с одновременной переизоляцией………… 2.2.7 Технология ремонта газопровода………………………………………… 2.2.8 Подготовительные работы…………………………………………….…..

2.2.9 Земляные работы……………………………………………………….….

2.2.10 Подъем, укладка и очистка газопровода от старой изоляции…….…… 2.2.11 Сварочные технологии восстановления несущей способности труб с дефектами КРН………………………………………………….… 2.2.12 Работы по изоляции магистрального газопровода………………….…..

2.2.13 Очистка газопровода……………………………………….………….….

2.2.14 Испытание магистрального газопровода……………..……………….… 2.2.15 Рекультивация земель………………………………………………….….

Возможные нарушения нормального технического состояния 2. оборудования и способы их устранения…………………………….….

2.4 Организационная структура системы сервиса………………………...… 2.5 Сервисный план………………………………………………………….… 2.5.1 Сервис объекта проектирования…………………….………………….… 2.5.2 Краткая характеристика выполняемых работ………………………….… 2.5.3 Коммерческое предложение………………………………………..…..… 2.6 Контроль качества услуг……………………………………………....….

2.6.1 Организация и порядок проведения контроля качества услуг…..……..

2.6.2 Оформляемая документация контроля качества услуг…………..……..

2.6.3 Радиографический контроль сварных стыков 3 Расчетная часть…………………………………………………………….

3.1 Расчёт времени стравливания газа..……………………………………..

4 Безопасность и экологичность проекта…………………………………… 4.1 Анализ опасностей и вредностей………………………………………....

4.2 Техника безопасности……………………………………………………… 4.3 Чрезвычайные ситуации и их ликвидация ……………………………… 4.4 Охрана окружающей среды…………………………………..…….

4.5 Экологичность проекта ……………………………………….…………..

5 Организационно-экономическое обоснование проекта………..……..….

5.1 Расчет затрат на проект…….…………………………………………..…..

5.2 Расчет затрат на оплату труда…………………………….….…………… 5.3 Расчет издержек производства и обращения…………………………….

5.4 Прогнозирование объемов реализации продукции и выручки…………..

5.5 Расчет показателей экономической эффективности проекта………..….

Заключение………………………………………………………………………...

Список используемой литературы……………………………………………….

Введение газопроводов установлено, что старение изоляционного покрытия, магистрального трубопроводов происходит неравномерно.

транспортируемого продукта чрезвычайно важно сохранить в процессе эксплуатации требуемые характеристики и показатели. Для оценки реального состояния трубопроводов и возможности прогнозирования потенциального диагностические работы. Поэтому чрезвычайно важным фактором является выбор экономически выгодного проведения контроля оценки состояния трубопроводов.

Точное определение местоположения и значимости аномалий и дефектов с точки зрения структурной целостности трубопровода позволяет организации, эксплуатирующей трубопровод, разработать экономически выгодную политику ремонта без ущерба для безопасности.

Отказы магистральных газопроводов, как правило, инициируются исследования напряженно-деформированного состояния отдельных сложных участков линейной части магистральных трубопроводов и, на основе результатов исследований, создание методов их расчета и реконструкции, позволяющих снизить величину напряжений.

Реконструкция магистральных газопроводов также может быть вызвана значительным изменением загрузки, существенным снижением несущей способности участков трубопровода, появлением в ходе эксплуатации пересекающих газопровод новых дорог, оврагов и т.д., что приводит к изменению расчетных параметров и схем, принятых при проектировании магистрального газопровода.

определены основные направления диагностики и ремонта магистральных пораженных стресс- коррозией, и ликвидации всех находящихся на них значимых стресс- коррозионных дефектов.

Такой подход может быть реализован:

обследованием участков газопроводов, прилегающих к местам выявленных снарядами-дефектоскопами дефектов неразрушающими методами;

неразрушающими методами на участках газопроводов, выделенных по диагностическим признакам условий КРН.

В 2012-2014 г.г. снарядами-дефектоскопами ПО "Спецнефтегаз" и ЗАО МНПО "Спектр", выявляющими стресс- коррозионные дефекты, было обследовано около 2000 км газопроводов. При этом десятки крупных стресскоррозионных дефектов были удалены из газопроводов, что предотвратило многие аварии, которые могли произойти в 2014 г. и ближайшие годы.

Однако, на соседних участках остались сотни значимых дефектов, которые в ближайшей перспективе подрастут и смогут привести к авариям, т.е. на этих участках проблема КРН не решена, а только отложена.

1 Организационно-техническое обоснование проекта 1.1 Характеристика исходного сырья и продукции Магистральный газопровод – это трубопровод, предназначенный для транспортировки газа из района его добычи или производства в районы его потребления (до газораспределительных станций (ГРС) городов, населенных пунктов, предприятий). К этой категории относятся также трубопроводы, соединяющие отдельные газовые месторождения; ответвления от них, транспортировки газа до ГРС; газопроводы, транспортирующие товарный газ в пределах КС, ГРС и ГРП – газораспределительных пунктов. Важным моментом является бесперебойность поставки газа потребителям. В условиях современного производства от стабильности функционирования сложных производственных комплексов, которая достигается их высококачественным обслуживанием и своевременным ремонтом, во многом зависят важнейшие экономические показатели работы предприятия или организации: непрерывная транспортировка продукта в заданных объемах, высокая производительность труда всех работников предприятия, ликвидация простоев и т.д.

магистральных трубопроводов показал, что большое внимание уделяется вопросам обслуживания действующих трубопроводов, организации их ремонта, а также комплексной механизации процесса производства диагностических и ремонтных работ. Созданы специальные средства для определения технического состояния трубопроводов в процессе эксплуатации, а также средства для определения утечек продуктов из трубопроводов. Эти средства очень удобны в эксплуатации, так как большинство из них выполнено в виде поршня или скребка. Двигаясь внутри трубы вместе с транспортируемым продуктом, они четко определяют техническое состояние трубопровода. В современной практике немало внимания уделяется вопросу, когда и как ремонтировать трубопровод. Ведь линейная часть газопроводов, несмотря на передовые и постоянно совершенствующиеся технологии их строительства и эксплуатации, подвергается износу. Основной причиной износа и постепенного разрушения металла трубы является коррозия того или иного вида в зависимости от физической природы. Для поддержания линейной части в исправном, работоспособном состоянии периодически в плановом порядке выполняется комплекс ремонтных работ, называемый планово-предупредительным ремонтом.

Созданы специальные методики по экономическому обоснованию необходимости ремонта трубопроводов с заменой участка новыми трубами или восстановления старого участка трубопровода. Подходы к решению этого вопроса представляют определенный интерес. Особое место в настоящее время уделено проблемам комплексной механизации,(например созданы специальные ремонтные машины, для механизации процесса вскрытия трубопровода, его очистки и изоляции).

Рассмотренные выше особенности технико-экономического анализа услуг позволяют раскрыть сущность сервисной деятельности, как хозяйственного явления. Эта деятельность представляет собой разновидность экономической активности, направленной на оказание услуг в рамках рыночных отношений и на базе профессиональной подготовки работников.

1.2 Описание технологической схемы Линейная часть газопроводов должна быть обозначена столбиками высотой 1,5-2 м с опознавательными знаками на прямых участках в пределах видимости, но не реже, чем через 1000 м, а также на углах поворота газопроводов, с указанными на них километражем, фактической глубиной заложения, наименованием газопровода и номера телефона эксплуатирующей организации. На землях сельскохозяйственного пользования столбики устанавливаются только на границах полей, лесопосадок.

- Если вдоль газопровода проходят воздушные линии связи, то для обозначения трассы газопровода можно использовать опоры связи с указанием на них километража, глубины заложения, расстояния от опоры до оси газопровода.

Для закрепления трассы газопровода на местности вместо железобетонных столбиков можно использовать контрольно-измерительные колонки (КИК) катодной защиты. В этом случае КИК окрашиваются как километровые столбики.

Километровые столбики должны быть окрашены в ярко-оранжевый или ярко-желтый цвет.

В местах пересечения газопроводов с железными и автомобильными дорогами всех категорий устанавливаются знаки "Осторожно газопровод" и "Остановка запрещена", запрещающие остановку транспорта на расстояниях от оси газопровода.

На многониточных переходах должна быть обозначена каждая нитка.

Знаки, установленные на пересечениях с автомобильными, железными и водными путями, должны быть согласованы с их владельцами и на основании этого подписываются двухсторонние акты.

Установка знаков обозначения ЛЧ МГ должна оформляться совместными актами землепользователей и подразделений Предприятия.

Дорожные знаки, запрещающие остановку транспорта, устанавливает владелец дороги по требованию организации, эксплуатирующей газопровод, и по согласованию с Госавтоинспекцией РФ.

Места пересечения газопроводов с другими надземными и подземными коммуникациями обозначаются знаками "Газопровод высокого давления". С владельцами коммуникаций разрабатываются и согласовываются мероприятия по взаимодействию в случаях аварийных ситуаций.

Подводные переходы газопроводов через судоходные и сплавные реки, а также каналы должны быть оборудованы знаками в соответствии с требованиями Устава внутреннего водного транспорта и иметь сигнальные огни, автоматически включающиеся в темное время суток. Сигнальные знаки устанавливаются Предприятием (организацией), эксплуатирующей газопроводы, по согласованию с бассейновыми управлениями водного пути (управлениями каналов) и вносятся последними в перечень судоходной обстановки и в лоцманские карты; трассы морских трубопроводов указываются в Извещениях мореплавателей и наносятся на морские карты.

Подводные переходы газопроводов через несудоходные преграды и овраги должны быть обозначены знаками обозначения трассы.

Знаки должны обеспечивать:

визуальное обнаружение газопровода при патрулировании любым способом;

определение местоположения газопровода при ведении работ в охранной зоне газопровода.

Каждый столбик оборудуется двумя плакатами:

первый - с информацией об охранной зоне, месте залегания и принадлежности газопровода - устанавливается вертикально;

второй - с указанием (в км) по трассе газопровода (для визуального поиска необходимых участков с воздуха) - устанавливается с небольшим наклоном к горизонтали.

Все надземные переходы балочного типа, вне зависимости от их длины, должны быть оборудованы ограждениями, исключающими возможность перехода посторонних лиц по газопроводу, окрашены алюминиевой краской, иметь надписи и обозначения и дополнительную табличку "Проход запрещен".

При прокладке магистрального газопровода в тоннелях компенсаторы перед входом в тоннель должны быть перекрыты железобетонными настилами для защиты газопровода от камнепадов. Входы газопровода в тоннель должны быть закрыты ограждениями из металлической решетки или сетки, чтобы исключить возможность проникновения посторонних лиц в тоннель. Перед входами в тоннель на видных местах должны быть вывешены знаки безопасности и плакаты на русском и местном языках с надписями:

"Вход посторонним запрещен. Взрывоопасно". За 50 м от входа в тоннель устанавливается знак "Курение и разведение огня запрещено".

Тоннели должны обязательно иметь отводы родниковых и других вод.

На всех участках ЛЧ МГ, как правило, должна быть обеспечена возможность подъезда к газопроводу для выполнения профилактических, ремонтных и аварийных работ.

Для обеспечения подъезда к газопроводу на ЛЧ МГ с минимальными объездами крутые склоны оврагов, ручьев и небольших рек должны быть спланированы таким образом, чтобы через них мог пройти автотранспорт.

В местах объездов труднопроходимых участков должны быть установлены указатели направления и расстояния объезда.

Газопроводы, пересекающие водные преграды шириной более 50 м, оборудуются реперами, по отношению к которым выполняется высотная привязка результатов промеров при каждом обследовании перехода. Реперы устанавливаются в зоне, ограниченной горизонтом высоких вод (ГВВ), не ниже отметок 10%-ной обеспеченности. При ширине реки от 50 до 100 м допускается установка одного постоянного репера. При ширине реки свыше 100 м устанавливаются два и более репера.

Трубопровод и узлы пуска и приема очистных устройств должны быть оборудованы сигнальными приборами, устанавливаемыми, как правило, на линейных кранах и регистрирующими прохождение очистных устройств.

Кроме постоянных знаков у каждого линейного обходчика и в машинах линейно-эксплуатационной службы должны быть переносные предупредительные знаки для ограждения мест утечек газа, ремонтируемых участков, мест размыва газопровода и в других случаях.

1.3 Характеристика основного и вспомогательного оборудования Организации-заказчики и подрядные организации, выполняющие работы на договорной основе, должны обеспечивать объекты ремонта необходимыми материально-техническими ресурсами в соответствии с технологической последовательностью производства работ и в сроки, установленные графиками производства дефектоскопии и ремонта и графиками поступления материалов, машин и механизмов на трассу.

Доставку на трассу необходимых машин и механизмов, материалов осуществляют железнодорожным, водным и автомобильным транспортом, а в некоторых случаях и воздушным.

Все материалы хранят непосредственно у места базирования ремонтностроительного потока на временно сооруженных складах и на трассу доставляют согласно графику. Организация транспортирования, складирования и хранения материалов, деталей, конструкций и оборудования должна соответствовать требованиям стандартов и технических условий и исключать возможность их повреждения, порчи и потерь. Подготовка к ВТД газопровода должна предусматривать изучение инженерно-техническим персоналом проектно-сметной документации и разработку проектов производства работ на внеплощадочные и внутриплощадочные подготовительные работы. Внеплощадочные подготовительные работы должны включать строительство и содержание временных подъездных дорог к трассе газопровода, базам по хранению и подготовке изоляционных материалов, строительство временных коммуникаций для обеспечения полевых городков, ремонтных баз и пунктов технического обслуживания машин и механизмов электроэнергией, водой, связью.

1.4 Характер износа оборудования Наиболее характерными повреждениями ЛЧМГ являются:

- нарушение изоляции - коррозия, вызывающая потерю металла и уменьшение толщины стенки трубы, - дефекты проката (закаты в теле трубы, неоднородность толщины стенки трубы, - расслоения, структурные изменения металла), - механические повреждения (вмятины, гофры, царапины), - трещины и микротрещины Каверна - (может быть связан с локальным металлургическим дефектом).

пластической деформации стенки трубы, связанной с вдавливанием или выдавливанием металла стенки внутрь полости трубопровода или наружу.

Аномальный шов - Кольцевой сварной стык, имеющий аномальные сигналы и отличающийся от регистрации стандартного сварного шва.

Наличие этих сигналов может быть связано с такими дефектами сварных швов, как смещение кромок сваренных труб, утяжина, трещина, непровар и другими, первые два из которых идентифицируются достаточно надежно.

Прокат - Металлургический производственный дефект, связанный с изменением магнитных свойств (структуры) металла; чаще всего наблюдается в виде поперечных полос, как правило на одной трубе.

Наружный осмотр трубы может не дать признаков наличия дефектов.

Технологический дефект - Особенность, связанная с тем или иным технологическим процессом.

1.5 Характеристика проектируемых услуг В соответствии с Приказом ОАО "Газпром" N22 от 25 апреля 1995г. и "Планом проведения внутритрубной дефектоскопии" на соответствующий календарный год газотранспортные предприятия обеспечивают заключение договора с инспектирующими организациями на проведение диагностики, осуществляют контроль за проведением и приемку выполненных работ.

транспортировке газа, газового конденсата и подземного хранения газа должны планировать объемы работ по диагностике на каждый год и учитывать затраты на эти работы в расчете себестоимости, представляя при этом в Управление планирования экономических показателей и источников финансирования потребность в средствах на эти цели.

Производственный Диспетчерский Депортамент (ЦПДД) совместно с газотранспортными предприятиями обеспечивает режим транспортировки газа, способствующий качественному обследованию инспектируемых участков газопровода и исключающий случаи простоя бригады исполнителя работ. При этом предприятие-заказчик, а по необходимости и исполнитель работ, поддерживает оперативную связь с ЦПДД.

Управление финансов и организации расчетов в соответствии с условиями договора (Приложение 2) осуществляет оплату работ по диагностике непосредственно организациям-исполнителям. При этом выполнение работ обязательно должно быть подтверждено актами, подписываемыми ответственным представителем предприятия-заказчика.

Газотранспортное предприятие обязано провести анализ готовности участка газопровода к проведению дефектоскопии с использованием комплекса ВИС, выполнить необходимые работы по подготовке объекта в соответствии с предъявляемыми техническими требованиями, согласовать режимы транспорта газа с ЦПДД и обеспечить проведение работ в соответствии с требованиями по организации работ, изложенными в соответствующих документах и настоящей Инструкции.

Инспектирующая организация обязана выполнить комплекс работ, начиная с подготовки средств дефектоскопии к работе и транспортировке их на объект до выдачи результатов анализа состояния трубопровода заказчику (включая операции по запасовке снарядов в камеры запуска и их извлечения из камер приема).

Организация и контроль выполнения работ по подготовке участка ЛЧ МГ к диагностированию осуществляется силами газотранспортного предприятия.

1.6 Описание проектируемого сервисного объекта Порядок выполнения работ по пропуску очистных устройств и средств внутритрубной дефектоскопии на участке магистрального газопровода МГ САЦ от КС Фролово (375 км) до КС Усть -Бузулук ( 501 км).

1.6.1 Руководителями работ по пропуску очистных устройств и дефектоскопов являются:

- Фроловское ЛПУ МГ - 375 км МГ САЦ, Камера Запуска ОУ, начальник ЛЭС Фроловского ЛПУМГ;

- Усть-Бузулукское ЛПУ МГ - 501 км МГ САЦ, Камера Приема ОУ, главный инженер Усть-Бузулукского ЛПУМГ.

1.6.2 Руководители работ несут ответственность:

- за организацию и безопасное проведение операций по запуску снаряда (375 км );

- за обеспечение контроля за перемещением снаряда по газопроводу и его приемом (501 км).

1.6.3 Ответственные по постам и состав постов назначаются приказами по ЛПУМГ.

перемещении, приеме снаряда выполняются эксплуатационным персоналом, соответствующего ЛПУ МГ, по указанию руководителя работ.

1.6.5 Руководители работ обязаны совместно с представителями подрядчика провести инструктаж на рабочих местах с разъяснением обязанностей и состава производимых операций каждому специалисту ЛПУ МГ, задействованному в работах по пропуску снарядов.

1.6.6 Общую координацию работ по пропуску снарядов осуществляет диспетчер предприятия ООО «Газпром трансгаз Волгоград».

1.6.7 Запуск снарядов разрешается при наличии:

Волгоград»;

• устойчивой связи между узлами запуска и приема очистных устройств, постами по трассе, диспетчерскими службами Фроловского и Усть-Бузулукского ЛПУ МГ.

1.6.8 При проведении работ по очистке полости и дефектоскопии необходимо руководствоваться «Правилами технической эксплуатации магистральных газопроводов», «Правилами безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов», настоящей инструкцией и технической документацией на систему внутритрубной дефектоскопии.

1.6.9 Расстановка постов и обеспечение связи Посты для запуска и приема, а также для контроля за перемещением очистных устройств и средств дефектоскопии размещаются на следующих местах МГ Голубой поток:

ПОСТ № 1 - 375 км МГ Камера Запуска ОУ ПОСТ № 2 - 398 км МГ, крановый узел ПОСТ № 3 - 420 км - крановый узел ПОСТ № 4 - 442 км - крановый узел ПОСТ № 5 - 486 км - крановый узел ПОСТ № 6 - 501 км Камера Приема ОУ, узел подключения КЦ МГ, Усть-Бузулукское ЛПУ МГ Каждый пост для контроля за перемещением очистных устройств и снарядов дефектоскопов состоит из линейного трубопроводчика, водителя транспортного средства и связиста. Ответственным по постам необходимо:

- привести краны в соответствие с разделом 3 настоящей инструкции;

- установить образцовые манометры перед и после линейных кранов по ходу газа, на камерах приема и запуска, подготовить к работе сигнализаторы прохождения снаряда;

- установить (проверить) радиосвязь с камерами запуска и приема, с постами на трассе и диспетчерскими службами.

1.7 Планирование месторасположение сервисного объекта Линейная часть участка магистрального газопровода (МГ), представленного к диагностированию, должна отвечать требованиям раздела 3 "Правил эксплуатации магистральных газопроводов".

Каждый инспектируемый участок должен быть оборудован камерами пуска и приема внутритрубных снарядов. Размеры и конструкции камер пуска/приема должны обеспечивать возможность использования внутритрубных инспекционных снарядов. Перед камерами пуска и приема должны быть спланированы площадки с твердым покрытием, позволяющие осуществлять маневр техники при запасовке и извлечении внутритрубных инспекционных снарядов из камер.

Подъездные дороги к камерам пуска и приема должны быть пригодны для проезда тяжелых грузовых машин и автокранов и обеспечивать свободный проезд на время проведения работ.

Отводы, врезки и тройники не должны препятствовать движению внутритрубных снарядов по магистральному газопроводу. Если диаметр отводящего трубопровода превышает половину номинального диаметра основного газопровода, то такие отводы тройников должны быть снабжены решетками (с шагом не более 200 мм).

Запорная арматура на обследуемом участке, особенно на узлах пуска/приема, должна быть исправна и надежно держать давление, не допуская утечек газа. Перед инспекцией Заказчик должен произвести ревизию используемых запорных узлов, шаровых кранов и отразить результаты ревизии в "Акте о готовности участка МГ к диагностированию".

Газопроводы и узлы пуска/приема должны быть оборудованы сигнальными приборами, регистрирующими прохождение очистных устройств и внутритрубных инспекционных снарядов. Контрольноизмерительные и регистрирующие приборы (манометры, сигнализаторы и др.) на участке МГ должны быть в исправном состоянии.

Технологические схемы узлов пуска/приема должны обеспечивать возможность плавного, надежного пуска и приема внутритрубных инспекционных снарядов, контроль за их уходом и приходом.

Внутренняя поверхность трубы на участке МГ, предоставляемом к диагностированию, должна быть предварительно очищена от инородных и металлических предметов (электроды, лом, окалина) с помощью очистных скребков и специальных магнитных очистных поршней-шаблонов, которые могут быть предоставлены инспектирующей организацией, что оговаривается условиями договора.

Качество очистки должно обеспечивать надежность получения диагностической информации.

2 Сервисная часть 2.1 Диагностика технического состояния оборудования Газотранспортные предприятия должны планировать объемы работ по диагностике на каждый год и обеспечивать режим транспортировки газа, способствующий качественному обследованию инспектируемых участков газопровода.

2.1.1 Требования к линейной части магистрального газопровода Каждый инспектируемый участок должен быть оборудован камерами пуска и приема внутритрубных снарядов. Размеры и конструкции камер пуска/приема должны обеспечивать возможность использования внутритрубных снарядов.

Газопроводы и узлы пуска/приема должны быть оборудованы сигнальными приборами, регистрирующими прохождение очистных устройств и внутритрубных инспекционных снарядов.

Внутренняя поверхность трубы на участке, предоставляемом к диагностированию, должна быть предварительно очищена от инородных предметов с помощью очистных скребков.

Электрический контакт между футляром и трубой может возникнуть как в результате непосредственного соприкосновения (с нарушением изоляции), так и через различного рода проводники тока – металлические прокладки или посторонние и грунтовую воду, приобретающую за счет растворенных в ней солей свойства электролита. Вероятность нарушения целостности изоляционного покрытия тем выше, чем массивнее труба и длиннее защитный футляр, через который осуществляется протаскивание трубопровода. Поэтому при капитальном ремонте переходов необходимо «окожучивать» трубопровод в полное сечение только непосредственно под полотном дороги, а на остальном участке установить защитную конструкцию из половины трубы на верхней половине трубопровода. Это позволит существенно уменьшить вероятность повреждения изоляции трубопровода при его протаскивании через защитный футляр и возникновения электрического контакта между трубопроводом и защитным футляром.

Если определить электрическое сопротивление между трубопроводом и защитным футляром на сечениях, проходящих через торцы футляра на обоих его концах, то место электрического контакта можно найти, решив систему уравнений:

где: RЛ электрическое сопротивление между трубопроводом и защитным кожухом на сечении, проходящем через левый конец защитного футляра;

RПР - электрическое сопротивление между трубопроводом и защитным футляром на сечении, проходящем через правый конец защитного футляра;

L – общая длина защитного футляра;

I – удаленность места электрического контакта от левого конца защитного футляра;

r – электрическое сопротивление одного метра трубопровода;

R - электрическое сопротивление одного метра защитного футляра;

RК - электрическое сопротивление места контакта газопровода с защитным футляром.

При периодическом обследовании состояния переходов газопроводов через дороги следует обратить внимание на состояние полотна дороги, от которого зависят динамические нагрузки, действующие на трубопровод.

Со старением трубопроводов учет влияния динамических нагрузок и наличия электрического контакта между газопроводом и защитным футляром становится все более актуальным.

С целью снижения затрат и времени, связанных с переукладкой трубопровода на участке его перехода под строящейся дорогой при ремонте перехода трубопровода над ним целесообразнее установить цилиндрическую оболочку из половины трубы с анкерными поясами на фундаменте из железобетонных плит и обеспечить эффективную электрохимическую защиту газопровода.

Предлагаемые конструкции перехода и технология ремонта имеют следующие преимущества:

- ремонтные работы выполняются без остановки транспорта продукта или при плановой остановке газопровода на капитальный ремонт;

- беспечивается эффективная электрохимическая защита трубопровода от коррозии;

- не изменяется напряженное состояние трубопровода.

2.1.3 Требования к техническим средствам диагностики Методы диагностирования технического состояния ЛЧМГ с использованием внутритрубных инспекционных снарядов позволяют определить дефекты труб, в частности: вмятины, сплющивания, складки металла, общие изменения внутреннего диаметра, овальность, а также дефекты стенок труб, связанных с коррозией и эрозией, нарушением оплошности металла, трещины и др.

Все внутритрубные снаряды-дефектоскопы перемещаются по трубопроводу транспортируемым потоком; они оборудованы различными датчиками, устройствами сбора, обработки и хранения информации, а также источниками питания.

Используемые средства должны быть исправны, а параметры работы отвечать техническим условиям.

Обслуживаемые маркеры должны обеспечивать передачу сигнала оператору о прохождении снарядов на расстоянии не менее 300 метров с целью обеспечения места расположения операторов вне опасной зоны газопровода.

Не допускаются к эксплуатации снаряды с нарушением герметичности оболочек соединителей.

Сегодня все большее значение приобретает диагностика газопроводов, и можно утверждать, что в будущем ее значение будет только возрастать. Без проведения диагностических обследований невозможно определить техническое состояние газотранспортной системы (ГТС), а стало быть, обеспечить надежную эксплуатацию трубопроводов, оптимизировать ремонтно-техническое обслуживание и продлить срок эксплуатации газовых магистралей.

При помощи средств диагностики и контроля стало возможным получать достаточно полную информацию о состоянии трубопроводов, что сделало проведение ремонтных работ более дифференцированным.

Фактически можно говорить о переходе к «ремонту по состоянию». С этой целью учеными и специалистами отрасли разработан ряд нормативных документов по диагностике и определению технического состояния трубопроводов, в том числе:

Рекомендации по оценке работоспособности участков газопроводов с дефектами типа овализации. ВНИИГАЗ, 1996;

Методические рекомендации по расчетам конструктивной надежности МГ, АО «ВНИИСТ», ВНИИГАЗ, 1997;

РД 51-2-97 Инструкция по внутритрубной инспекции трубопроводных систем ВНИИГАЗ, ДАО «Оргэнергогаз», 1997;

РД 51-31323949-42-99 Рекомендации по оценке работоспособности дефектных участков газопроводов, ВНИИГАЗ, 1998;

Рекомендации по применению акустико-эмиссионной диагностики технологического оборудования и трубопроводов газохимических комплексов, ВНИИнефтемаш, ИФДМ, 1997;

Не менее важно обеспечить качественное производство ремонтных работ, и здесь не обойтись без контроля ремонтных операций и дефектоскопии.

Реализация разработанных методик диагностики трубопроводов и контроля ремонтных операций требует применения специальных приборов и средств измерений. За последние годы такие приборы созданы.

2.1.4 Проведение диагностирования геометрии линейной части На первом этапе диагностического обследования участка МГ проводятся следующие работы.

Предварительное определение минимального проходного сечения трубы на всем протяжении участка МГ от камеры пуска до камеры приема путем пуска пропуска снаряда-калибра с мерными калибровочными дисками.

безопасности пропуска профилемера, т.к. не позволяет в полной мере оценить быстро меняющуюся ситуацию в газопроводе (изменение положения крупногабаритных мусора внутри трубы и т.д.).

Вторым этапом является получение информации о внутренней геометрии трубы и фактических радиусов изгиба на участке путем пропуска снаряда профилемера.

Перед пропуском производится очистка участка МГ очистными скребками.

Перед пропуском профилемера разрабатывается схема установки маркеров. Для получения информации о дефектах трубы с указанной точностью необходимо определить места установки маркеров и разместить их через каждые 2-3 км.

Для исключения ситуации, когда появление сигнала «дефект» было вызвано посторонним предметом или другой помехой, делается повторны контрольный пропуск.

Контрольные шурфовки газопровода и вскрытие дефектов, которые могут препятствовать прохождению снаряда-дефектоскопа, должны производиться заказчиком.

Точное определение трассы необходимо при инспекции (оценке технического состояния, привязке на местности) и ремонте трубопровода.

Скорейшее выявление мест утечек способствует своевременному устранению неисправности, предотвращению аварии и сокращению потерь газа.

Для этих целей усилиями фирм Парсек, Техно-АС, Аэрогефизика и др.

создан ряд приборов.

Вскрытие подземного трубопровода требует точного определения его местоположения. Электромагнитные локаторы позволяют с большой точностью определять ось трубопровода и глубину его залегания. Это приборы ТЦ-1 (ООО «Газприборавтоматика»), «Тропа» (Парсек) и др. Для подводных трубопроводов применяют подводный трассоискатель ПТ-1.

Поиск трассы трубопровода возможен и по тепловому следу, при помощи тепловизоров. В частности, тепловизионная сканирующая система высокого разрешения «Вулкан-4000» (Аэрогефизика) позволяет определить пространственное положение трубопровода с точностью до 0,1-0,2 м, а также выявить наличие гидратных пробок и мест утечек. Этот метод наиболее приемлем для общей оценки технического состояния трубопровода, картографирования трассы.

Для поиска мет утечек применяют акустические течеискатели «УспехАТ-1» (НПА «ТЕХНО-АС»), «УЗОН» (АО «Константа»), позволяющие находить места утечек под слоем грунта и снега на глубине до 5 м.

ВНИИГАЗом разработана система автоматического контроля герметичности продуктопроводов. Определение места течи производят корреляционным способом с помощью портативного прибора, входящего в комплект системы.

Непрерывный контроль воздушной среды необходим при производстве огневых и газоопасных работ. Для этого наиболее приемлемы приборы «МЕТАН-9М» (НПА «ТЕХНО-АС») и ТГП-1 (РНПИ «Электростандарт»).

Автоматический контроль позволяет вовремя информировать о довзрывных концентрациях горючей воздушной смеси. Имеется возможность настройки.

Контроль состояния изоляции трубопроводов. Около 50% аварий на газопроводах происходят по причине коррозии. В связи с этим контроль за состоянием покрытия газопроводов требует особого внимания. Контроль необходим как при производстве изоляционных работ, так и во время эксплуатации трубопровода.

Для этих целей российскими фирмами разработаны и производятся необходимые приборы. В настоящее время в этой области работают: ДАО «Оргэнергогаз», ДАО «КОНСТАНТА», ВНИИСТ, СПЕКТР, ПАРСЕК.

организациями изделий подготовлен раздел каталога «Контроль состояния изоляции трубопроводов», в который вошли:

устройства поиска дефектов изоляции;

толщиномеры защитных покрытий;

адгезиметры механические и цифровые;

датчики шероховатостей;

электроискровые дефектоскопы.

Для нахождения мест повреждения изоляции трубопроводов без вскрытия грунта разработаны: искатель повреждений изоляции ИПИ-95 и ИПИ-2000, аппарат диагностики подземных газопроводов «ДИПОЛЬ1», прибор коррозионных обследований «ПКО», устройство поиска дефектов изоляции «УИП». Устройство для определения дефекта в изоляционном покрытии трубопровода «УКИ-1М» позволяет проводить интегральную очистку изоляции отдельных участков трубопроводов. Эти приборы могут определять глубину и пространственное расположение трубопровода.

Встроенная память в приборах ИПИ-2000 (Газприборавтоматика) и «ДИПОЛЬ-1» (Оргэнегогаз) сохраняет до 10000 значений, что обеспечивает запись измерений на протяжении 100 км через каждые 5 м.

Для измерения толщины защитных покрытий разработаны и выпускаются толщиномеры: МТП-01 (Спектр), МТ2003 (АКА-контроль) и Еонстанта К5 (Контсанта). Принцип действия основан на измерении изменений магнитного поля вблизи постоянного магнита измерительного преобразования, обусловленных изменением расстояния от измерительного преобразователя до ферромагнитного основания. МТ2003 и Константа К снабжены памятью для хранения результатов измерений (до 5000 значений).

Контроль сплошности полимерных, эпоксидных, эмалевых и битумных изоляционных покрытий обеспечивается электроискровыми дефектоскопами.

Это широко применяемые в отрасли Крона-р1м и Крона-2и (Спектр и ВНИИСТ-Поиск), а также Корона 2 (Константа). С их помощью можно контролировать покрытия толщиной до 10 мм.

Датчик- измеритель шероховатости ДШ1 в комплекте с толшиномером Константа позволяет проводить не только толщинометрию, но и контроль качества подготовки поверхности металла к нанесению покрытия.

Механический глубиномер «Допуск-с2» и индикатор-нутромер «Допуск-с1» позволяют оперативно контролировать глубины очаговой коррозии и криволинейность поверхности.

Технологический и инспекторский контроль качества нанесения изоляционного покрытия на трубопроводы производится при помощи адгезиметров пленочных и битумных покрытий. В каталог включены широко апробированные модели (УКАП-1-100) и адгезиметры с цифровым отсчетом результатов измерений (АУП-1-200 и АМЦ2-20), позволяющие определять максимальное и средне интегральное значение усилия отслаивания (отрыва за определенный промежуток времени).

2.1.4 Подготовка и пропуск снаряда-дефектоскопа Производится устранение дефектов геометрии трубы для обеспечения возможности пропуска снаряда-дефектоскопа (минимальное проходное сечение трубы должно соответствовать техническим требованиям на дефектоскоп).

Перед пропуском снаряда-дефектоскопа производится тщательная очистка трубы путем пропуска очистных скребков и магнитного поршня-шаблона.

Для обеспечения привязки фиксируемой снарядом-дефектоскопом информации к ориентирам на местности и контроля за прохождением снаряда по газопроводу производится примерно через каждые 2-3 км установка маркеров вдоль трассы обследуемого участка газопровода.

По окончании работ по обследованию места установки маркеров, естественные маркеры должны быть зафиксированы табличками с обозначением порядковых номеров мест нормирования. Таблички предназначены для локализации дефектов и должны сохраняться до получения отчета.

Внутритрубная дефектоскопия (ВТД) на сегодняшний день является наиболее достоверным инструментом контроля трубопроводов.

Полученные при помощи ВТД данные позволяют произвести оценку ресурса трубопровода, планировать его дальнейшую эксплуатацию и ремонт.

Проведенными информационными исследованиями установлено, что в настоящее время наибольшее распространение получили снаряды для оценки геометрии трубопровода и состояния стенки трубы. Разработаны устройства, позволяющие проводить инспекцию трубопроводов диаметром до 1420 мм.

Ими производится регистрация положения и размеров нарушений формы трубы (Овальность, вмятины, гофры), а также определение радиусов кривизны трубопровода.

Определение состояния металла трубопровода при ВТД осуществляется при помощи ультразвука и магнитотерапии.

Снаряды для ультразвуковой диагностики производятся фирмой «Пайптроникс» двух серий: приборный комплекс обнаружения и регистрации износа стенок стальных труб «Ultrascan WM» и «Ultrascan CD». Снаряды могут четко различать внутреннюю и внешнюю потерю металла, обнаруживать аномалии в толщине стенки, такие как расслоения и включения. Носители датчиков обеспечивают сканирование стенки трубы по всей окружности, что позволяет осуществлять замеры эффективного времени прохождения ультразвукового сигнала и выполнять количественные измерения толщины стенки.

Наиболее широкое применение нашли снаряды, где для диагностики используют принцип рассеивания магнитного потока.

Магнитные снаряды позволяют обнаружить:

внешнюю и внутреннюю коррозию;

дефекты «потери металла» в поперечных и спиральных сварных швах;

дефекты «потери металла», связанные с вмятинами (включая идентификацию самих вмятин);

производственные и металлургические дефекты;

дефекты «потери металла», связанные с повреждениями, возникшими при строительстве трубопровода (риски, задиры);

потери металла на внутренней и внешней поверхностях трубы.

К магнитным снарядам относятся: комплекс технических средств дефектоскопии «Крот-1400м» производства ИТЦ «Орггаздефектоскопия», точность определения местонахождения дефекта относительно:

-сварного шва 0,5% + 0,015м -маркера, находящегося против течения 0,5% + 0,015м -ориентация по окружности, в угловых градусах 10 + инспекционные снаряды «Код-4м» и «Код-3к-720», разработанные в МНПО «Спектр» и ДМТ Спецнефтегаза на уровне импортных аналогов – приборных комплексов дефектоскопов «Megnescane» и «Megnescan HR».

Для обнаружения продольных трещин Спецнефтегаз разработал снаряды поперечного намагничивания – ДМТП.

Центром технической диагностики «Диаскан» разработаны очистные скребки, предназначенные для удаления парафино-смолистых отложений, окалины, песка, глины, а также посторонних предметов и подготовки магистральных трубопроводов к диагностированию.

Для слежения за движением внутритрубного снаряда в трубопроводе «Диаскан» предлагает ряд устройств.

Специально сконструирован акустический локатор, позволяющий определить (услышать) движение снаряда на расстоянии до 1,5 км. При прослушивании имеется возможность оперативной регулировки уровня громкости и выбора одного из трех частотных диапазонов, полоса пропускания которых оптимизирована для дальнего, среднего и ближнего обнаружения.

С целью уверенного обнаружения снарядов в трубопроводе даже при неблагоприятных условиях создан комплекс, состоящий из низкочастотного локатора и передатчика.

Обследование трубопровода. В условиях старения газотранспортной системы определение ресурса становится важнейшей задачей. Продление срока эксплуатации требует всесторонней информации о техническом состоянии газопроводов для своевременного выявления дефектов и их ремонта.

Для диагностики трубопроводов и контроля качества при производстве ремонтных работ в каталог включены:

приборы магнитного контроля трубопроводов;

ультразвуковая диагностика трубопроводов;

приборы для измерения твердости и оперативной металлографии;

акустико-эмиссионные системы;

аппараты рентгеновского контроля.

Приборы и методы магнитного контроля в России разрабатывают НПО «Энергодиагностика», НТЦ «Транскор», МНПО «Спект», ООО «АКАКонтроль» и др.

«Энергодиагностика») основан на измерении распределения магнитного поля на поверхности контролируемого объекта, при котором используется способность конструкции показывать свои слабые места в виде магнитной памяти металла. Данные приборы разработаны для контроля и диагностики оборудования, находящегося в эксплуатации, выявления поверхностных трещин усталостного, коррозионного и технологического характера. Методики контроля согласованы с Ростехнадзором.

Для выявления трещин и коррозионных поражений металла под слоем изоляции служат вихретоковые дефектоскопы: «ЭКСПЕРТ» (ВД-95-Р), ВД-89Н МНПО «Спектр», ООО «АКА-Контроль». Они выявляют дефекты протяженностью до 1 мм и шириной до 1 мкм.

НТЦ «Транскор» создал прибор для поиска дефектов в металле трубопровода с поверхности земли, который позволяет определять вид и размеры дефекта. Диагностику осуществляют в режиме реального времени. Первичная информация отображается на табло и записывается в память прибора с шагом 0,25-0,5 м. Емкость памяти достаточна для непрерывной записи информации с 30 км трассы.

Динамично развивается ультразвуковая диагностика. В этой области в России работают фирмы: НПО «ПОЛИТЕСТ», МНТП «АЛТЕС», ЗАО «АЛТЕК» и др.

Портативные дефектоскопы серии УД (НПО «ПОЛИТЕСТ»), А («АКС») предназначены для оперативного «ручного» ультразвукового контроля качества стыковых сварных соединений тонкостенных трубопроводов. При габаритах и массе, традиционных для толщиномеров, эти дефектоскопы обеспечивают выявление и разбраковку трещин, непроваров, шлаковых включений, пор в сварных соединениях.

Малогабаритная установка измерительная ультразвуковая (УИУ) механизированного ультразвукового контроля качества сварных соединений и основного металла со скоростью продольного сканирования 0,5-1,0 м /мин вдоль сварного шва или участка основного металла. УИУ «СКАРУЧ» работает в режиме автоматической фиксации и расшифровки результатов контроля. Контроль может производиться как в цеховых, так и в монтажных условиях.

ГНЦ «ЦНИИТМАШ» и АО «Константа» созданы электронные переносные твердомеры ТЭМП-2, УЗИТ-2М, «54-359М», не уступающие по своим характеристикам зарубежным аналогам. По принципу действия эти приборы реализуют динамический метод оперативного контроля, характеризующийся широким диапазоном и высокой точностью измерений вместе с простотой обслуживания прибора в процессе измерения твердости.

Для оперативной металлографии непосредственно на объекте и в лаборатории МНПО «Спектр» создан металлографический микроскоп МПМ1-К, который выпускается в двух модификациях – для плоских поверхностей и труб больших диаметров, а также для объектов сложной геометрии и труб малого диаметра. В обеих моделях производится отстройка от вибрации объекта.НПО «АЛЬКОР» активно работает в области диагностики оборудования акустико-эмиссионным методом в полевых условиях, а также непрерывного контроля особо опасных объектов.

непосредственной цифровой регистрации и обработки АЭ-сигналов.

Применен развитый графический интерфейс. Имеются средства критериальной оценки состояния объекта контроля.

Для рентгенографии сварных соединений в полевых условиях при прокладке и обслуживании газо- и нефтепроводов целесообразно использовать рентгеновские аппараты серии «Шмель» (Флэшэлектроникс), рентгеновский аппарат «Д-501» (Политехфор), РАТМИР-180 (НеваРентген), «САРМА» (Спектр).

Аппараты имеют биологическую защиту от обратного и рассеяного излучения, что обеспечивает безопасную работу оператора без использования специальных средств защиты. Возможно проведение рентгенографии фронтальным и панорамным просвечиванием. Питание от промышленной сети или аккумуляторной батарей. Аппараты подходят для оснащения передвижных дефектоскопических лабораторий.

В заключении следует отметить, что приборостроение в области диагностики, дефектоскопии и средств контроля – одна из немногих наукоемких отраслей промышленности, на изделия которой имеется постоянный и устойчивый спрос. В результате совершенствуются старые и создаются принципиально новые приборы. ООО «ИРЦ Газпром» готов постоянно актуализировать информацию в этой области, что позволит своевременно обеспечивать специалистов ОАО «Газпром» сведениями о новых разработках.

2.2 Техническое обслуживание и ремонт оборудования 2.2.1 Обследование магистрального газопровода Обследование магистральных газопроводов должно осуществляться линейно-эксплуатационными службами (ЛЭС) и другими организациями в соответствии с программой.

Обследование с применением технических средств и оборудования для оценки технического состояния ЛЧМГ должны выполняться наряду со службами ЭХЗ предприятий специализированными бригадами комплексной диагностики.

Обследование магистральных газопроводов состоит из: осмотра;

электрометрических измерений; внутритрубной дефектоскопии.

Осмотры, как правило, выполняются ЛЭС с использованием транспортных средств: вертолетов, самолетов, автотранспорта или пешим обходом.

Способ осмотров устанавливается газотранспортными предприятиями (ГП).

Целью осмотра должно быть выявление: утечек; предаварийных состояний и аварий; других неполадок и повреждений; аварий на близлежащих сооружениях и объектах, реально угрожающих целостности газопровода.

При обнаружении повреждений, характер и размеры которых по оценке лица, выполняющего осмотр, могут привести к аварии, осмотр прекращают и принимают немедленные меры по предотвращению аварии.

Целью обследования являются:

выявление коррозионных и эрозионных повреждений, трещин и других дефектов металла путем проведения внутритрубной дефектоскопии;

измерение механических измерений напряжений металла, деформаций и перемещений участков газопровода;

определение глубины заложения подземных газопроводов;

электрометрическое обследование и шурфование с визуальной и инструментальной оценкой состояния изоляций и металла труб;

уточнение размеров свищей и величины утечек.

2.2.2 Ремонт стресс-коррозионных дефектов В середине 90-х годов прошлого века на газопроводах ряда газотранспортных обществ ОАО «Газпром» отмечен возрастающий поток отказов газопроводов по причине КРН. В настоящее время он составляет до половины всех отказов, причем в основном на газопроводах диаметром свыше 1020 мм. При этом потери газа и экономический ущерб выше, чем при отказах по причине КРН составили 59,4% от общих потерь газа, а экономический ущерб – 69% от общего ущерба от всех отказов.

Проблема КРН является важнейшей в последнее десятилетие. Поэтому работы в этой области представляют значительный интерес, требуют дальнейшего внимания и распространения положительного опыта.

2.2.3 Ремонт дефектов КРН методом контролируемой шлифовки Отдельные обнаруженные дефекты участков труб устраняют контролируемой шлифовкой, которую выполняют следующим образом. До начала ремонта измеряют параметры стресс-коррозионного дефекта с помощью вихретоковых дефектоскопов и оценивают объем металла, подлежащий вышлифовке. Для визуального контроля используют лупу с кратностью увеличения не менее 7. Производят вышлифовку трещин.

После исчезновения видимых через лупу трещин полируют поверхность и проверяют наличие трещин вихретоковым дефектоскопом или магнитопорошковым методом.

Если показания дефектоскопа свидетельствуют об отсутствии трещины магнитопорошкового метода, сошлифовывают слой металла толщиной 0, мм, выравнивают и полируют поверхность. После этого производят повторную проверку наличия трещин и при их отсутствии считают шлифовку законченной. При наличии трещин по показаниям дефектоскопа или магнитопорошкового метода продолжают шлифовку и проверку сошлифовывают слой металла толщиной 0,1 мм, выравнивают и полируют поверхность и производят повторную проверку наличия трещин.

После завершения шлифовки с использованием толщиномеров определяют минимальную остаточную толщину стенки трубы, а также измеряют длину сошлифованного участка. Если остаточная толщина стенки трубы составляет менее 85% от номинальной, производят измерение остаточной толщины стенки труб по всей длине сошлифованного участка с шагом не более 25 мм и выполняют расчет минимального давления разрушения отремонтированной трубы.

Сошлифованный участок заполняют специальным материалом до уровня первоначальной поверхности трубы и изолируют.

После ремонта проводят переиспытание обследованных и отремонтированных протяженных участков газопроводов давлением 1,1 от разрешенного рабочего давления.

2.2.4 Ремонт дефектов КРН с использованием муфт Одним из направлений повышения несущей способности дефектных труб являются муфтовые технологии, связанные с использованием приварных и неприварных стальных муфт для ремонта МГ. В этом случае ремонт дефектов трубопровода проводят без остановки транспорта газа. По зарубежным нормам такое муфтование считается капитальным ремонтом трубопроводов на весь последующий срок его эксплуатации. Установка кольцевых муфт на дефектные участки труб приводит к понижению кольцевых напряжений под муфтой на действующем газопроводе.

Разгрузка основной трубы вместе дефекта значительно замедляет ил приостанавливает рост дефектов, а сама муфта, увеличивая суммарную толщину металла, дополнительно повышает сопротивление трубопровода расширению в районе дефекта за счет сдерживания деформаций.

Однако опыт по применению муфт дл ремонта газопроводов диаметром 1420 мм в отечественной, как и в зарубежной практике отсутствует. Для определения степени опасности дефектов и принципиальной возможности ремонта стресс-коррозионных трещин без вырезки дефектных участков труб на полигонах ООО «Газпром трансгаз Ухта» были опробованы методы ремонта с использованием металлических муфт.

При выборе конструкции муфт для экспериментальных исследований принимались во внимание не только их прочностные характеристики, но и технологичность изготовления и монтажа в полевых условиях при ремонте дефектных труб.

Для восстановления несущей способности дефектных участков были испытаны три типа стальных муфт: обжимная, разъемная и герметичная приварная муфта с заполнением межтрубного пространства жидкостью.

Поскольку реальная геометрия труб отличается от идеально круглой, добиться плотного контакта между стенкой трубы и муфтой на всей площади можно посредством твердеющего полимера. С этой целью в зоне установке муфты валик усиления продольного сварного шва трубы сошлифовали заподлицо с основным металлом, а наружную поверхность трубы и внутреннюю поверхность обечаек очищали, обезжиривали и промазывали эпоксидным полимером, в который для повышения эластичности добавляли хризатиловый асбест. Затем с помощью подъемного крана обечайки устанавливали на поврежденный участок ремонтируемой трубы, стягивали наружными центраторами до возникновения плотного контакта между трубой и муфтой и крепили между собой путем приварки накладных пластин. Плотность обжатия обечаек контролировали по повсеместному выдавливанию эпоксидного полимера за края муфты.

Из литературных источников известно, что даже при плотной посадке муфта такого типа воспринимает 17% от кольцевых напряжений в несущей трубе. В данном случае коэффициент эффективности этой муфты при рабочем давлении составил 40%. Из этого следует, что продольные швы накладных пластин не подвергаются действию высоких напряжений. Тем не менее, продольные сварные швы должны контролироваться неразрушающими методами. Для повышения эффективности муфты такого типа следует устанавливать на дефектный участок при сброшенном давлении в трубопроводе.

Разъемная стальная муфта длиной 500 м представляет собой два полукольца, на концах которой приварены полки для стягивающих болтов.

Подготовку поверхности производили также, как и для стальной обжимной муфты, т.е. зачищали, обезжиривали и наносили эпоксидный компаунд. На подготовленное место устанавливали полукольца, которые стягивали болтами. Валик усиления продольного сварного шва в районе установке муфты был также сошлифован.

Обжимной тип муфт привлекателен тем, что их можно устанавливать на трубопроводе, не приваривая к несущей трубе. Такая муфта повышает несущую способность дефектного участка в кольцевом направлении, но в то же время не оказывает влияния на продольное напряжение в трубе и не предназначено для ремонта сквозных повреждений и протяженных дефектов, ориентированных по окружности.

Приварные обжимные и необжимные стальные муфты, в отличие от неправарных муфт, могут использоваться при ремонте даже сквозных повреждений и дефектов, располагающихся по окружности трубы.

Герметичная приварная муфта с жидким наполнителем состоит из двух разрезных колец, которые приваривают угловым швом с внутренней стороны муфты непосредственно к телу трубу по обе стороны от дефекта.

Перед установкой колец валик усиления продольного стального шва трубы под ними сошлифовали заподлицо с основным металлом, а место под сварку колец зачищали по периметру трубы до металлического блеска.

Расстояние между кольцами составляло 600 мм и зависело от длины дефектного участка.

К кольцам приваривают две разъемные обечайки, которые между собой сваривают продольными швами с V – образной разделкой кромок. В межтрубное пространство заливают трансформаторное масло. При нагружении трубопровода внутренним давлением расширение трубы приводит к сжатию масла в межтрубном пространстве, где возникает вторичное давление, передающее часть усилия на обечайки, что уменьшает номинальное напряжение в зоне дефектов. Эта муфта способна выдерживать рабочее давление трубопровода.

В процессе испытаний для контроля за развитием дефектов в районе трещин устанавливали тензодатчики. Эффективность муфты оценивали путем сопоставления показаний тензодатчиков до и после установки муфты при одинаковом давлении воды в трубе.

Несущая способность дефектной трубы с приварной муфтой определяется прочностью сварных швов. Опасность разрушения усугубляется большой вероятностью образования дефектов в продольном шве при сварке двух половин муфты и высокой концентрацией напряжений в угловых швах приварки колец муфты к трубе. Все швы проверяли неразрушающими методами контроля. Муфты сохранили свою целостность без возникновения каких-либо дефектов. Продольные дефекты, отремонтированные муфтами, в процессе испытания развитие не получили. Это подтверждает возможность применения таких муфт для ремонта продольных трещин (табл.2).

Таблица 3 – Металлические муфты для ремонта продольных трещин, испытанные в ООО «Газпром трансгаз Ухта»

эпоксидным компаундом Продолжение таблицы компаундом маслонаполненная Эксперимент показал, что эффективность обжимной муфты составила 40%, разъемной –60%, а приварной маслонаполненной, в зависимости от первоначального давления жидкости в межтрубном пространстве от 40 до 80%. Расчет, проведенный СеверНИПИгазом, подтвердил, что разъемная муфта, в зависимости от усилия затяжки болтов, может повысить несущую способность дефектных участков более чем в два раза.

Британская компания British gas для ремонта дефектов газопроводов успешно применяет технологию ESR, которая введена в стандарты P (Великобритания) и API 1160, ASME B31.8S-2001 (CША).

Суть метода заключается в том, что на теле трубы без применения сварки устанавливается ремонтная конструкция в виде комбинации из стальной оболочки и безусадочного композитного наполнителя между оболочкой и трубой. Затвердевший наполнитель передает большую часть нагрузки от дефектной стенки трубы на стальную оболочку муфты, в результате чего трещиноподобные дефекты перестают развиваться.

Важным свойством с точки зрения сплошности ремонтной конструкции и ее разгружающей способности является то, что этот композит – безусадочной материал. В процессе химической реакции отверждения композита происходит его вспенивание и образуются замкнутые газовые включения суммарным объемом до 15-20%, которые компенсируют усадку и создают противодавление под муфтой.

Применение технологий ремонта дефектов КРН с использованием муфт позволит сократить сроки ремонта, потери газа и повысить надежность газопровода.

Перспективными конструкциями для усиления стенки трубы, сочетающими быстроту и безопасность установки, а также достаточный усиливающий эффект, являются стеклопластиковые муфты. ООО «Газпром трансгаз Ухта», СеверНИПИгаз разработали принципиально новую конструкцию стеклопластиковой муфты РСМ-1420. Муфта содержит два полукольца, выполненные из однонаправленного стеклопластика с образованием на концах петлеобразных ветвей, куда помещены стальные оси с углублениями, стягиваемые шпильками, снабженными по концам правой и левой резьбой, а в средней части – шестигранной головкой под ключ (рис.2). Ширина полуколец 320 мм, Экспериментальная прочность образцов, вырезанных из муфты в окружном направлении, составляет порядка 800 Мпа. Основное достоинство описанной конструкции – исключение изгибающих моментов в ее элементах и поэтому рациональное использование прочностных свойств однонаправленного стеклопластика.

Технология установки муфты включает следующие операции:

- вскрытие дефектного участка, очистка его от изоляции и продуктов коррозии, обезжиривание;

- нанесение клеевого компаунда на дефектное место и внутренние поверхности полуколец муфты;

- установка и затяжка полуколец расчетным крутящим моментом.

Муфты РСМ-1420 прошли стадии заводских (стендовых) и полигонных испытаний в соответствии с методической программой, согласованной следующие характеристики стеклопластиковых муфт:

- значительное усиление стенок трубы в режиме эксплуатационного давления, достигающее 41-45%;

- достаточное усиление в режиме предельных нагрузок, составляющее 25% для самых опасных трещиноподобных дефектов;

устойчивость конструкции против циклических нагрузок, не вызывающих значительного ослабления затяжки резьбовых соединений, а следовательно, и снижение усиливающего эффекта муфты.

Для оценки влияния эксплуатационных факторов на техническое состояние муфт в условиях подземной прокладки четыре муфты были установлены на ремонтируемые участки газопроводов – одна муфта на коррозионные дефекты МГ Пунга-Вуктыл-Ухта-1, км 468; три муфты – на вмятины МГ Ухта-Торжок –2, км 17. Полости дефектов заделывали упрочняющим композитным составом на основе эпоксидной или полиэфирной смолы. После затвердевания состава на контактируемые поверхности трубы и муфты наносили аналогично клеевую композицию с последующим монтажом муфты.

В настоящее время подготовлен проект технических условий на изготовление муфты РСМ-1220 (ТУ 1196-002-46774250-2003), разрабатывается стандарт предприятия по ремонту дефектных участков МГ и использованием муфт РСМ-1220, изготавливается опытная партия муфт для проведения приемочных испытаний с последующей созданием отраслевой инструкции.

2.2.5 Ремонт дефектных участков трубопроводов бандажированием Фирма «Полипромсинтез» разработала метод ремонта и упрочнения дефектных участков трубопроводов при помощи композитных усиливающих бандажей.

На дефектный участок трубопровода, предварительно очищенный от изоляции и продуктов коррозии, устанавливают композитный усиливающий бандаж, состоящий из нескольких специальных составов: шпаклевка для предварительного выравнивания коррозионных участков трубы, клеевой состав для улучшения адгезии бандажа с ремонтируемым участком трубопровода, специальный материал для полного выравнивания поверхности трубы в зоне ремонта, многослойный бандаж.

Отличительной особенностью разработанной технологии ремонта дефектных участков магистральных и технологических трубопроводов является дифференцированный подход к определению толщины и конструкции усиливающего бандажа в зависимости от вида дефектов и их геометрических размеров, категории участка и необходимой степени разгрузки трубы в зоне дефекта для получения эффекта усиления и обеспечения равнопрочности дефектного и бездефектного участков трубопровода.

следующие дефекты:

- механические повреждения тела трубы (выбоины, задиры, царапины и т.п.);

- коррозионные повреждения (коррозионные «язвы», «ручейковые»

повреждения внутренней поверхности трубы; каверны, питтинги и т.п.);

- дефекты формы (вмятины);

- локальные поверхностные и подповерхностные расслоения;

- дефекты сварных соединений типа пор, непроваров, шлаковых включений.

Кроме того, при помощи композитных усиливающих бандажей можно разгрузить трубопровод в зонах дефектов, снимая таким образом уровень концентрации напряжений и переводя закритические дефекты ранг докритических, усилить трубопровод на сложных участках трассы (оседания грунта, размывы), а также упрочить трубы в опорных сечениях на надземных участках.

Разработанная технология ремонта в 5-6 раз дешевле технологии ремонта с использованием муфты С1ock Spring.

2.2.6 Ремонт дефектных участков с одновременной переизоляцией Как правило, одновременно с устранением дефектов КРН производят ремонт изоляционного покрытия трубопровода. На участках трубопровода со значительным числом стресс-коррозионных дефектов движение механизированной ремонтной колонны сдерживается из-за выполнения обследования и ликвидации дефектов. Затраты времени на переизоляию трубопровода и устранение дефектов примерно равны. При повреждении значительных поверхностей газопроводов мелкими стресс-коррозионными дефектами ликвидация их контролируемой шлифовкой требует больших затрат труда и времени.

Применение битумно-полимерной изоляции при переизоляции участков газопровода предполагает предотвращение отслоения ее от поверхности трубопровода, в связи, с чем стресс-коррозионные дефекты не должны иметь условий для развития. В этом случае представляется возможным рекомендовать:

- стресс-коррозионные дефекты глубиной до 0,5 мм после зачистки труб от коррозии не удалять шлифовкой;

- стресс-коррозионные дефекты глубиной более 0,5 мм до 3 мм удалять шлифовкой с контролем отсутствия вершин трещин магнитопорошковой дефектоскопией;

- трубы (участки труб) со стресс-коррозионными дефектами глубиной более 3 мм заменять.

При таком подходе без снижения надежности трубопроводов будут резко сокращены количество труб, требующих замены, и объемы контролируемой шлифовки, так как мелкие стресс-коррозионные дефекты занимают значительные площади труб, а участков труб с дефектами глубиной более 0,5 мм существенно меньше. Так, по результатам обследования труб при переизоляции газопровода в Сосногорском ЛПУ МГ выявлено 364 стресс-коррозионных дефекта глубиной 0,5 мм, 45 – глубиной 1 мм, 3 – глубиной 1,5 мм, 3 – глубиной 2 мм и 1 – глубиной мм. Дефекты глубиной 1 мм и выше ликвидированы в соответствии с рекомендациями.

Учитывая намечаемый большой объем переизоляции газопроводов в газотранспортных обществах, в том числе участков газопроводов, подверженных РН, для ускорения процесса обследования НПП «Экспертиза»

разработан прибор нового поколения – дефектоскоп – сканер ДС-8. Он служит для обнаружения дефектов КРН на газопроводах диаметром 1020мм с наружным защитным покрытием толщиной до 4 мм.

Прибор с системой датчиков обеспечивает возбуждение полей вихревых токов в поверхностных слоях металла и регистрацию их изменений, вызванных наличием продольных трещин. Встроенный в прибор магнитоиндукционный измеритель положения датчика обеспечивает обратную связь коэффициента усиления интенсивности намагничивания, что позволяет проводить измерение глубины трещин при изменении величины зазора между прибором и поверхностью изделия. Либо имеет одометр, дает возможность измерить длину отсканированного участка, что позволяет получить картину распределения дефектов в реальных координатах на трубе.

Скорость движения блока при сканировании, см/с25 (оптимально10-15) Применение сканера-дефектоскопа позволяет увеличить темпы ремонтных работ при переизоляции МГ.

Очень важно правильно выбрать изоляционный материал для ремонта газопровода. Исследованиями установлено, что чаще всего КРН проявляется на газопроводах с пленочным изоляционным покрытием, нанесенным в трассовых условиях. Срок службы пленочной изоляции большинства магистральных газопроводов истек, и она находится в неудовлетворительном состоянии, особенно на участках развития процессов КРН и подпленочной коррозии. За рубежом от пленочного изоляционного покрытия отказались середине 70-х годов прошлого столетия. С 1999 г. в России введен ГОСТ Р 51164-98, в котором в отличие от старой редакции исключено использование рулонного изоляционного покрытия на основе липких лент для трубопроводов условным диаметром газопроводов больших диаметров также запрещено, что связано с высокой пластичностью битумных масти и возможностью выдавливания мастик при контакте покрытия с грунтом.

Одним из лучших отечественных и зарубежных изоляционных покрытий трассовго нанесения на сегодняшний день является покрытие « Асмол» – первый представитель нового поколения защитных покрытий на основе нефтеполимеров. Помимо базового варианта изоляционного покрытия «Асмол» разработана комбинированная изоляционная лента «Лиам», которую изготавливают в базовых (стационарных) условиях методом нанесения асмольной мастики на полимерную ленту-основу на базе композиций полиэтилена высокого давления.

Асмольное покрытие имеет ряд уникальных свойств, которыми не обладает ни одно из известных до настоящего времени покрытий:

подготовленные поверхности;

- диффузию продуктов коррозии с границы «полимер-металл» в асмольную мастику, что позволяет сохранять высокую адгезию покрытия в течение длительного времени (всего срока эксплуатации трубопровода);

- увеличиваются барьерные свойства покрытия для коррозионных сред в процессе эксплуатации за счет армирования продуктами коррозии;

технологичность и высокую производительность нанесения изоляционного покрытия с использованием существующего изоляционного оборудования.

Любые варианты трассовой изоляции труб на протяженных участках проигрывают заводским покрытиям по качеству, так и по техникоэкономическим показателям. Качество современных заводских двух- и трехслойных покрытий обеспечивает защиту труб от коррозии на практически неограниченный срок 2.2.7 Технология ремонта газопровода Капитальный ремонт с заменой труб путем укладки в отдельную траншею вновь прокладываемого трубопровода, последующее вскрытие и демонтаж заменяемого участка выполняется в два этапа.

На первом этапе работы выполняются в следующей последовательности:

- закрепление трассы вновь прокладываемого трубопровода на местности;

- снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал, планировка полосы трассы в зоне движения ремонтно-строительной колонны;

- сварка одиночных труб в секции на трубосварочной базе;

- вывоз секций труб на трассу и раскладка их на бровке траншеи;

- разработка траншеи;

- очистка, нанесение изоляционного покрытия и укладка трубопровода в траншею;

- засыпка уложенного трубопровода минеральным грунтом;

- продувка и очистка внутренней полости трубопровода от посторонних предметов;

- испытание на прочность и герметичность;

- отключение заменяемого и подключение нового трубопровода к действующему газопроводу в районе линейных кранов;

На втором этапе работы выполняются в следующей последовательности:

- определение положения заменяемого трубопровода на местности;

- опорожнение и продувка заменяемого трубопровода;

- снятие плодородного слоя почвы и перемещение его во временный отвал;

- подъем и очистка от старой изоляции, и укладка трубопровода на бровку траншеи с использованием технологических операций скоростного демонтажа;

- засыпка траншеи минеральным грунтом;

- резка трубопровода на отдельные плети или трубы;

- транспортирование труб к месту складирования;

-техническая и биологическая рекультивация плодородного слоя почвы.[4] 2.2.8 Подготовительные работы Подготовительные работы при капитальном ремонте газопроводов включают: определение оси трассы и глубины заложения газопровода;

планировку трассы.

Положение газопровода определяют специальными трассоискателями и выборочным шурфованием.

Результаты измерений глубины заложения газопровода наносят на колышки, забиваемые строго по оси трубопровода через 50 м, а на участках с малой глубиной заглубления и сильно пересеченным микрорельефом – через 25 м.

Планировочные работы в основном заключаются в срезке валика, бугров, неровностей подсыпке низинных мест.

Подготовительные работы на ремонтируемом участке газопровода должны осуществляться после оформления в установленном порядке отвода земельных участков. При этом ширина полосы отвода земель принимается в соответствии с действующими нормативами и заблаговременно согласовывается заказчиком с землепользователями и лесничествами.

2.2.9 Земляные работы При пересечении трассы с действующими подземными коммуникациями разработку грунта механизированным способом следует производить на расстоянии не ближе 2 м от боковой стенки и не менее 1 м над верхом коммуникаций (трубы, кабели и др.). Оставшийся грунт должен дорабатываться вручную без применения ударных инструментов.

Участки защемленного газопровода, а также примыкающие к кранам, тройниковым соединением и др. после вскрытия экскаваторов дорабатываются вручную без применения ударных инструментов. Длина такого участка в одну сторону составляет для трубопроводов диаметром 500-700 мм – 30 м, более 800 мм – 40 м. Принимаем участок длиной 40 м.

Минимальная ширина полосы с которой снимается плодородный слой почвы, равняется ширине траншеи по верху плюс 0,5 м в каждую сторону, максимальная – ширине полосы отвода.

Снятие плодородного слоя обязательно и перемещение во временный отвал. Снятие и перемещение почвы в отвал следует производить бульдозерами продольно-поперечными ходами при толщине слоя до 20 см и поперечными при толщине слоя более 20 см. Не допускается смешивание плодородного слоя почвы с минеральным грунтом.

Траншеи с вертикальными стенками без крепления разрабатываются в грунтах естественной влажности с ненарушенной структурой при отсутствии грунтовых вод на глубину, м:

в насыпных песчаных и гравелистых грунтах – не более 1,00;

в супесях - не более 1,25;

в сушинках и глинах – не более 1,50;

в особо плотных нескальных грунтах – не более 2,00.

Принимаем траншеи с сушинками и глинами, т.е. не более 1,5 м.

Грунт, извлеченный из траншей, как правило, следует укладывать в отвал с одной стороны траншеи, оставляя другую сторону свободной для передвижения ремонтно-строительной техники.

Во избежание обвала вынутого грунта в траншею, а также обрушения стенок траншеи, основание отвала вынутого грунта следует располагать в зависимости от состояния грунта и погодных условий, но не ближе 0,5 от края траншеи.

До начала работ по засыпке уложенного газопровода необходимо проверить качество и в случае необходимости отремонтировать изоляционное покрытие, а также провести восстановление устройств электрохимзащиты.

Засыпать траншею следует непосредственно после выполнения изоляционно-укладочных работ. При засыпке газопровода необходимо обеспечить сохранность труб и изоляционного покрытия, а также плотное прилегание газопровода к дну траншеи.

В скальных, щебенистых грунтах, а также сухих комковатых и мерзлых грунтах газопроводы укладывают в траншею на подсыпку из мягкого грунта толщиной не менее 10 см над выступающими неровностями основания траншеи, и таким же грунтом присыпают на 20 см над верхней образующей.

После естественного или искусственного уплотнения грунта выполняют техническую рекультивацию, которая заключается в возвращении плодородного слоя почвы на нарушенную площадь с насыпкой и ровной планировкой.

2.2.10 Подъем, укладка и очистка газопровода от старой изоляции При капитальном ремонте технологические операции по подъему и укладке газопровода, как правило, выполняют совмещенным способом.

Подъем и укладку газопровода следует осуществлять плавно, без рывков и резких колебаний. Контроль величины расчетных усилий на крюках грузоподъемных механизмов производится динамометрами.

Начало или конец поднимаемого участка газопровода должен находиться от линейных кранов или других мест защемления на расстоянии не менее:

для газопроводов диаметром 500-700 мм – 40 м, более 700 мм – 50 м.

На время длительных остановок и в конце смены газопровод следует укладывать на лежки, земляные тумбы и установить боковые опоры для предотвращения горизонтальных смещений.

Применение раздельного способа при подъеме и укладке газопровода должно быть обоснованно соответствующими технико-экономическими расчетами.

Работы по очистке поверхности газопровода при ремонте проводят в два этапа:

предварительный – при подъеме газопровода;

окончательный – после выполнения сварочно-восстановительных работ.

Очистку газопровода от старой изоляции и продуктов коррозии производят механическим способом с использованием резцов, металлических щеток, а также можно применять дробеструйную и пескоструйную очистку и очистку водяной струей под давлением.

В местах, где механизированная очистка невозможна, разрешается очистку наружной поверхности газопровода выполнить вручную с использованием щеток и скребков. При этом не допускается нанесение глубоких царапин, рисок, сколов основного металла и срезание сварных швов.

Для подъема принимаем кран-трубоукладчик «Коматцу D 355 С-3».

- 2.2.11 Сварочные технологии восстановления несущей способности труб с дефектами КРН Ремонт механических и коррозионных повреждений газопроводов при помощи сварки ограничен действующими нормами и правилами.

Нормативные документы в области сварки и ремонта: «Инструкция по отбраковке и ремонту труб линейной части магистральных газопроводов»

ВСН 39-1.10-009-2000 (далее ВСН 39), а также «Руководящий документ по технологии варки труб при производстве ремонтно-восстановительных работ» – РД 598-97 – ограничивают предельно допустимые размеры и критерии ремонтопригодности дефектов, не допускают ремонт сваркой дефектов КРН. Однако выполненные в ООО «Газпром трансгаз Югорск»

исследования показали, что появившиеся в последние годы импульсные источники сварочного тока позволяют расширить область применения сварочных технологий при ремонте дефектов коррозионного и механического происхождения.

Известно, что по сравнению с непрерывной при импульсной сварке тепловведение в сварочную ванну снижается во время паузы, за счет чего уменьшаются и остаточные сварочные напряжения. Известно также, что импульсное управление тепловой мощностью дуги активизирует гидродинамические процессы в сварочной ванне, за счет чего снижаются размеры зоны термического влияния и повышается ударная вязкость по зоне термического влияния, а значит, и работоспособность сварного соединения при циклических нагрузках.

Согласно табл.3 ВСН 39 допускается ремонт наплавкой коррозионных повреждений с максимальными размерами 40х70 мм. Реальные размеры коррозионных полей обычно в несколько раз превышают допустимые для ремонта. Ремонт наплавкой коррозионных полей увеличенных размеров по специальной технологии на специализированном оборудовании обеспечивает несущую способность труб, достаточную для нормативных условий эксплуатации. В частности установлено, что возможен ремонт наплавкой коррозионных полей увеличенных размеров 150х200 и 250х350 мм, что подтверждено циклическими гидроиспытаниями.

Согласно п.4.14 ВСН 39 не подлежат ремонту сваркой коррозионные повреждения на швах и на расстоянии менее 30 мм от швов. В связи с тем, что реальные коррозионные повреждения на швах и на пересечении швов встречаются часто, были произведены ремонты таких мест вваркой заплат размерами 350х450 мм на швах и 250х350 мм на пересечении швов.

Циклические гидроиспытания показали, что ремонт методом вварки заплат обеспечивает несущую способность труб, достаточную для нормативных условий эксплуатации, и является перспективным, а во многих случаях единственно возможным методом ремонта недопустимых для эксплуатации коррозионных повреждений.

Согласно п.4.14 ВСН 39 не подлежат ремонту сваркой дефекты с остаточной толщиной стенки менее 3 мм. Реальные коррозионные поля зачастую представляют собой равномерную каверну малой глубины, внутри которой имеются локальные питтинги глубиной, не подлежащей ремонту сваркой.

Для исключения вырезки таких каверн был произведен ремонт с помощью закладной детали. Питтинг сверлили насквозь, отверстие герметизировали шпилькой с плоской головкой диаметром на 10 мм большим диаметра шпильки. Резьбовое соединение уплотняли композитным материалом «Рэм-сталь». Циклические гидроиспытания показали возможность ремонта сквозных дефектов с помощью закладных деталей, восстанавливающих несущую способность трубы.

В развитие апробированного варианта ремонта предлагается более перспективный вариант ремонта глубоких питтингов малых диаметров (10- мм) с помощью сварки. Закладная деталь вытачивается со специальной мелкой резьбой для лучшей герметизации. После установки «впотай» на 50% от толщины стенки трубы головка закладной детали сплавляется с трубой при наплавке ремонтного места в форме круга диаметром 50 мм.

Локальный ремонт сваркой производили и на участках со стресскоррозионными трещинами глубиной более 35% от толщины стенки трубы.

Циклические гидроиспытания плети после локального ремонта участков с глубокими стресс-коррозионными трещинами показали, что несущая способность труб, необходимая для номинальных условий эксплуатации (рабочее давление 7,5 МПа), обеспечивается на достаточном уровне.

Изучение поведения трещин при нагружении внутренним давлением позволило определять размеры безопасных трещин и прогнозировать несущую способность труб с дефектами КРН. ООО «Газпром трансгаз Югорск» совместно с НПП «Экспертиза» определена граница безопасных трещин, что позволяет часть дефектов признать «неопасными» и участки трубопроводов с такими дефектами оставить в эксплуатации на определенный, в том числе и длительный, расчетный срок. В этом случае наиболее рациональным и экономически целесообразным будет проведение локального ремонта только опасных дефектов КРН.

Металлографические исследования показали, что оставшиеся не заваренными стресс-короззионные трещины глубиной до 35% толщины стенки трубы после локального ремонта участка сваркой и гидроиспытаний не увеличились по глубине и длине. Для тог чтобы гарантированно исключить подрастание оставляемых не заваренными трещин, следует локальную заварку глубоких дефектов производить с минимально необходимым тепловведением, что снижает остаточные сварочные напряжения. Следовательно, локальный ремонт стресс-корозионных трещин предпочтительнее производить импульсной сваркой.

Таким образом был установлен положительный эффект применения сварочных технологий при ремонте дефектов КРН. Обобщение результатов разработки и освоения новых ремонтных технологий и циклических гидроиспытаний позволяет сделать вывод о целесообразности совершенствования норм ремонтопригодности в следующих направлениях:

- увеличить допускаемую долю для ремонта шлифовкой глубину коррозионных повреждений до 30% от толщины стенки трубы;

- увеличить допускаемые размеры коррозионных повреждений, ремонтируемых заваркой;

- увеличить допускаемые размеры ввариваемых заплат до 350х регламентировать ремонт сквозных коррозионных каверн и питтингов диаметром до 25 мм на освобожденном от газа трубопроводе с применением резьбовых закладных деталей с последующей заваркой;

- регламентировать ремонт дефектов КРН на локальных участках глубиной более 35% от толщины стенки трубы.

В целях совершенствования ремонта дефектов КРН методом сварки необходимо провести исследования:

Размагничивание труб с помощью магнитного поля, создаваемого постоянным током.

Перед размагничиванием отдельных труб с помощью магнитометра необходимо определить величину и направление ("+" или "-") магнитного поля по длине каждой трубы.

Участок трубы с наибольшей величиной остаточного магнетизма следует отметить на трубе с помощью маркера или мела.

Размагничивание отдельных труб должно производиться в следующей последовательности:

-первоначально размагничивается участок трубы с наибольшем величиной остаточного магнетизма (уровнем намагниченности), размагничивание проводится по всей окружности трубы;

-затем размагничиваются концы труб.

При размагничивании отдельных труб первоначально на участок с наибольшим магнитным полем (центральной части трубы) следует намотать несколько витков гибкого сварочного кабеля сечением 35-50 мм.

Концы сварочного кабеля необходимо подключить к источнику постоянного тока - сварочному выпрямителю или преобразователю.

Размагничивание можно проводить от одного или двух последовательно соединенных источников питания При размагничивании источник питания должен создавать компенсирующее магнитное поле, направленное против поля остаточного магнетизма и снижающее его до требуемого уровня.

После сборки необходимо приступить к непосредственному процессу размагничивания.

Процесс размагничивания включает в себя следующие операции:

-установить минимальный ток и провезти медленное увеличение величины тока;

-периодически производить контроль с помощью магнитометра и при необходимости проводить регулировку величины тока; с увеличением тока величина магнитного поля должна уменьшаться;

-при увеличении величины магнитного поля (намагниченности) источник питания следует выключить и изменить полярность тока (поменять концы сварочного кабеля на источнике питания).

- производительных методов (импульсной полуавтоматической сварки в среде СО2 и смесей газов и др.);

- комбинированного ремонта поля стресс-корозионных трещин с применением сварки, композитных материалов и стальных муфт;

ультразвуковой ударной обработки зон ремонта с применением - комбинированного ремонта полей стресс-коррозионных трещин с применением пайки (по окончании локальной заварки глубоких трещин остальные трещины в поле заполняются низкотемпературным припоем);

- газофлюсовой пайки высокотемпературными припоями при ремонте коррозионных каверн.

2.2.12 Работы по изоляции магистрального газопровода Изоляционные работы при капитальном ремонте магистральных трубопроводов выполняют в такой последовательности: окончательная очистка трубопровода, нанесение грунтовки (праймера), нанесение нового изоляционного покрытия.

Для защиты трубопроводов от коррозии применяем покрытия на битумной основе.

Антикоррозионные покрытия, наносимые в трассовых условиях, состоят из следующих слоев: грунтовки, мастики и обертки на битумной основе.

При ремонте магистральных стальных трубопроводов выбор типа защитного покрытия осуществляется в зависимости от коррозионной активности грунта. В грунтах высокой и весьма высокой активности грунта следует применять защитные покрытия усиленного типа. Кроме того, усиленные покрытия применяют независимо от коррозионной активности грунта в случае прокладки трубопроводов в солончаковых и поливных почвах; на болотах и заболоченных почвах, а также на поймах рек; на участках промышленных и бытовых стоков; на переходах через железные и автомобильные дороги; на территориях компрессорных станциях, газораспределяющих станциях и участках длиной 250 м от них;

на пересечениях с различными трубопроводами.

Изоляционное покрытие наносится на очищенные трубы по просохшей грунтовке, но не позже чем через 36 часов после нанесения ее на трубу. На поверхности трубы, покрытой грунтовкой, перед нанесением покрытия не должно быть пыли, грязи, влаги, наледи, снега.

Для нанесения изоляции на трубопровод при капитальном ремонте на бровке с разрезкой могут использоваться изоляционные машины. Это самоходные машины, наносящие покрытия и обертывающие газопровод оберточным материалом. Толщина наносимого битумного слоя, его сплошность и прилипаемость, степень погружения стеклохолста в слой мастики зависят в основном от ее вязкости, которая при данном составе регулируется изменением температуры в ванне изоляционной машины в зависимости от температуры окружающего воздуха.

Изоляционная машина состоит из следующих основных узлов, смонтированных на отдельной раме: двигателя внутреннего сгорания с коробкой перемены передач, обечайки которая осуществляет нанесение мастики на трубы, обертывающего механизма, резервуара с битумными насосами и других узлов.

Машина работает, двигаясь по трубопроводу, поддерживаемому трубоукладчиком в подвешенном состоянии. В равновесии на трубопроводе машина удерживается при помощи штанги одним рабочим.

Мастика битумно-полимерная изоляционная выпускается одной марки «Транскор-ГАЗ» и применяется с праймером «Транскор-ГАЗ».

Мастика битумно-полимерная изоляционная «Транскор-ГАЗ»

представляет собой многокомпонентную композицию, состоящую из битума, полимера, резиновой крошки, наполнителя и пластификатора.

При капитальном ремонте газопровода происходит нарушение почвеннорастительного покрова, что обуславливает необходимость проведения работ по рекультивации земель.

При восстановлении нарушенных сельскохозяйственных земель на полосе временного отвода предусматривается выполнение следующих работ:

срезка плодородного слоя почвы бульдозером с тех участков, на которых существует возможность загрязнения почвы или смешивания плодородного слоя с минеральным грунтом;

обратное перемещение и разравнивание плодородного слоя почвы после окончательного ремонта.

Мощность гумусного слоя составляет 0,2 м. Снятие плодородного слоя почвы производят на всю толщину за один проход.